wmb-20220930
0000107263假象2022Q312月31日00001072632022-01-012022-09-3000001072632022-10-27Xbrli：共享0000107263美国-GAAP：服务成员2022-07-012022-09-30ISO 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美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549
表格10-Q
(标记一)
☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告
截至本季度末2022年9月30日
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期_
佣金文件编号1-4174

这个威廉姆斯公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州73-0569878
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
One Williams Center
塔尔萨, 俄克拉荷马州
74172-0172
(主要执行办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：(800) 945-5426
没有变化
(前姓名、前地址和前财政年度，如果自上次报告以来发生变化)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值1.00美元WMB纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☑ 不是 ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☑ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☑加速文件管理器☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是 ☐ 不是 ☑
注明截至最后实际可行日期，发行人所属各类普通股的流通股数量。
班级2022年10月27日未偿还的股票
普通股，面值1.00美元1,218,339,828


威廉姆斯公司
索引

页面
第一部分金融信息
项目1.财务报表
综合损益表--截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月
6
综合全面收益表(损益表)--截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月
7
综合资产负债表-2022年9月30日和2021年12月31日
8
综合权益变动表--截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月
9
综合现金流量表--截至2022年和2021年9月30日止九个月
11
合并财务报表附注
12
注1--概述、业务描述和呈报依据
12
附注2--可变利息实体
13
附注3--收购
14
附注4-收入确认
18
附注5--所得税拨备(福利)
21
附注6--普通股每股收益(亏损)
22
附注7-雇员福利计划
22
附注8--债务和银行安排
23
附注9--公允价值计量和担保
24
附注10--衍生工具
26
附注11--或有负债
27
附注12-分部披露
31
项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
35
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
54
项目4.控制和程序
55
第二部分：其他信息
55
项目1.法律诉讼
55
第1A项。风险因素
56
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
57
项目5.其他信息
57
项目6.展品
59
Williams Companies，Inc.(Williams)的报告、文件和其他公开声明可能包含或引用与历史事实无关的声明。此类陈述属于1933年《证券法》第27A条(《证券法》)和1934年《证券交易法》第21E条(《交易法》)所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述涉及预期的财务业绩、管理层对未来运营的计划和目标、业务前景、监管程序的结果、市场状况和其他事项。我们根据《1995年私人证券诉讼改革法》提供的安全港保护做出这些前瞻性声明。
1

本报告中涉及我们预期、相信或预期在未来将存在或可能发生的活动、事件或发展的所有陈述，除有关历史事实的陈述外，均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可以通过各种形式的词语来识别，例如“预期”、“相信”、“寻求”、“可能”、“可能”、“应该”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定的”、“将”“假设”、“指导”、“展望”、“启用日期”或其他类似的表达方式。这些前瞻性陈述基于管理层的信念和假设以及管理层目前掌握的信息，其中包括以下方面的陈述：
•威廉姆斯公司股东的股息水平；
•威廉姆斯及其附属公司的未来信用评级；
•未来资本支出的数额和性质；
•扩大和发展我们的业务和运营；
•基本建设项目的预计启用日期；
•财务状况和流动性；
•经营战略；
•经营现金流或者经营成果；
•某些业务组成部分的季节性；
•天然气、天然气液体和原油价格、供应和需求；
•对我们服务的需求；
•冠状病毒(新冠肺炎)疫情的影响。
前瞻性陈述基于许多假设、不确定性和风险，这些假设、不确定性和风险可能会导致未来的事件或结果与本报告中陈述或暗示的大不相同。决定这些结果的许多因素超出了我们的控制或预测能力。可能导致实际结果与前瞻性陈述预期的结果不同的具体因素包括：
•供应可获得性、市场需求和价格波动；
•替代能源的开发和采用率；
•现有和未来法律法规、监管环境、环境事项和诉讼的影响，以及我们获得必要的许可和批准并取得有利的诉讼结果的能力；
•我们对客户和交易对手信用风险的敞口；
•我们有能力收购新的业务和资产，并成功地将这些业务和资产整合到现有业务中，并成功地扩大我们的设施，并以可接受的条件完成资产出售；
•我们是否能够成功地识别、评估并及时执行我们的资本项目和投资机会；
•我们竞争对手的实力和财力以及竞争的影响；
•我们参与的投资和合资企业的现金分配额和资本需求；
•能否有效地执行我们的融资计划；
2

•加强审查，改变利益相关者对我们的环境、社会和治理实践的期望；
•与气候变化相关的物质和金融风险；
•业务和发展危险以及不可预见的中断的影响；
•暴发或其他公共卫生危机造成的风险，包括新冠肺炎；
•与天气和自然现象相关的风险，包括气候条件和对我们设施的物理损害；
•恐怖主义行为、网络安全事件及相关破坏；
•我们的固定收益养老金计划和其他退休后福利计划的成本和资金义务；
•维护和建造成本的变化，以及我们获得足够的与建筑有关的投入的能力，包括熟练劳动力；
•通货膨胀、利率和一般经济状况(包括全球信贷市场未来的中断和波动，以及这些事件对客户和供应商的影响)；
•与融资有关的风险，包括债务协议产生的限制、国家公认的信用评级机构确定的未来信用评级的变化以及资金的可获得性和成本；
•石油输出国组织(欧佩克)成员国和其他石油出口国同意和维持石油价格和生产控制的能力及其对国内生产的影响；
•当前地缘政治形势的变化，包括俄罗斯入侵乌克兰；
•美国政府管理和政策的变化；
•我们是否有能力支付当前和预期的股息水平；
•在我们提交给美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的文件中描述了其他风险。
鉴于可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果大不相同的不确定性和风险因素，我们告诫投资者不要过度依赖我们的前瞻性陈述。我们不承担任何义务，也不打算更新上述清单，也不打算公开宣布对任何前瞻性陈述进行任何修订的结果，以反映未来的事件或发展。
除了导致我们的实际结果不同之外，上面列出的和下面提到的因素可能会导致我们的意图与本报告中陈述的意图发生变化。我们意图的这种变化也可能导致我们的结果不同。我们可以根据这些因素、我们的假设或其他方面的变化，随时改变我们的意图，而不另行通知。
由于前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，我们告诫大家，除了上述因素外，还有一些重要因素可能会导致实际结果与前瞻性陈述中包含的结果大相径庭。关于这些因素的详细讨论，见第一部分，项目1A。在我们于2022年2月28日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的风险因素，以及第二部分第1A项中的披露补充了这些风险因素。在随后的10-Q表格季度报告中的风险因素。
3


目录表
定义
以下是在本10-Q表中可能使用的某些缩写、首字母缩写和其他行业术语的列表。
测量结果:
桶或桶：一桶石油产品，相当于42美国加仑
MBbls/d：每天一千桶
Bcf：10亿立方英尺天然气
Bcf/d：每天10亿立方英尺的天然气
MMCF/d：每天100万立方英尺
英制热量单位(Btu)：将一磅水的温度提高华氏一度所需的能量单位
MMBtu：百万英热单位
待定：1万亿英热单位
德卡瑟姆(DTH)：一种能量单位，等于百万英制热量单位
Mdth/d：每天一千分卡瑟姆
MMdth：一百万德卡瑟姆或大约一万亿英制热量单位
MMdth/d：每天一百万德卡瑟姆
合并实体:
枢机主教：Cardinal Gas Services，L.L.C.
湾星一号：湾星一号有限责任公司
东北合资企业：俄亥俄山谷中游有限责任公司
西北管道：西北管道有限责任公司
Transco：横贯大陆天然气管道公司
部分拥有的实体：我们不拥有100%所有权权益的实体，截至2022年9月30日，我们将其计入权益法投资，主要包括以下内容：
AUX紫貂：AUX硫化液体制品有限公司
蓝色赛车：蓝色赛车中流股份有限公司
发现：Discovery Producer Services LLC
湾流：湾流天然气系统公司
劳雷尔·芒格：Laurel Mountain Midstream，LLC
Oppl：陆路管道有限责任公司
RMM：落基山中流控股有限公司
Targa列车7：Targa Train 7 LLC
4


目录表
政府与监管:
美国环保署：环境保护局
《交易所法案》：经修订的1934年证券交易法
FERC：联邦能源管理委员会
美国国税局：美国国税局
美国证券交易委员会：美国证券交易委员会
其他:
EBITDA：扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益
分馏：将混合的天然气液体分离成组成产品的过程，如乙烷、丙烷和丁烷
公认会计原则：美国公认会计原则
液化天然气：液化天然气；在低温下液化的天然气
MVC：最低数量承诺
NGL：天然气液体；天然气液体是天然气加工和原油精炼的产物，被用作石化原料、取暖燃料和汽油添加剂等


5


目录表
第一部分-财务信息

项目1.财务报表

威廉姆斯公司
综合损益表
(未经审计)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万，不包括每股金额)
收入：
服务收入$1,685 $1,506 $4,828 $4,418 
服务收入--商品考虑因素60 64 223 164 
产品销售1,260 1,296 3,475 3,229 
商品衍生品的净收益(亏损)16 (391)(491)(441)
总收入3,021 2,475 8,035 7,370 
成本和支出：
产品成本990 1,043 2,650 2,672 
加工商品费用净额29 28 99 67 
运营和维护费用486 409 1,345 1,148 
折旧及摊销费用500 487 1,504 1,388 
销售、一般和管理费用163 152 477 389 
其他(收入)费用-净额33 1 14 12 
总成本和费用2,201 2,120 6,089 5,676 
营业收入(亏损)820 355 1,946 1,694 
权益收益(亏损)193 157 492 423 
其他投资收益(亏损)-净额1 2 4 6 
产生的利息(296)(295)(871)(892)
利息资本化5 3 13 8 
其他收入(支出)-净额(6)4 5 4 
所得税前收入(亏损)717 226 1,589 1,243 
减去：所得税拨备(福利)96 53 169 313 
净收益(亏损)621 173 1,420 930 
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)
21 8 40 35 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。
600 165 1,380 895 
减去：优先股股息1 1 2 2 
普通股股东可获得的净收益(亏损)$599 $164 $1,378 $893 
普通股每股基本收益(亏损)：
净收益(亏损)$.49 $.14 $1.13 $.74 
加权平均股份(千股)1,218,964 1,215,434 1,218,202 1,215,113 
每股普通股摊薄收益(亏损)：
净收益(亏损)$.49 $.13 $1.13 $.73 
加权平均股份(千股)1,222,472 1,217,979 1,222,153 1,217,558 

请参阅随附的说明。
6


目录表
威廉姆斯公司
综合全面收益表(损益表)
(未经审计)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
净收益(亏损)$621 $173 $1,420 $930 
其他全面收益(亏损)：
指定的现金流对冲活动：
衍生工具未实现净收益(亏损)，税后净额#美元3及$1 in 2022 and $5及$14 in 2021
(8)(17)(3)(43)
重新分类为衍生工具净收益(收益)损失，税后净额#美元—及$— in 2022 and ($5) and ($7) in 2021
— 15 — 21 
养恤金和其他退休后福利：
本年度内产生的精算净收益(亏损)，税后净额($1) and ($1) in 2022 and $—及$— in 2021
2 — 2 — 
计入定期福利净成本(抵免)的精算(收益)损失和结算净精算损失摊销，扣除税金净额(美元)1) and ($2) in 2022 and ($1) and ($3) in 2021
2 3 7 9 
其他全面收益(亏损)(4)1 6 (13)
综合收益(亏损)617 174 1,426 917 
减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损)
21 8 40 35 
威廉姆斯公司的全面收益(亏损)。
$596 $166 $1,386 $882 
请参阅随附的说明。

7


目录表
威廉姆斯公司
合并资产负债表
(未经审计)
9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021
(百万，不包括每股金额)
资产
流动资产：
现金和现金等价物$859 $1,680 
贸易账户和其他应收款
2,674 1,986 
坏账准备(15)(8)
贸易账户和其他应收款--净额2,659 1,978 
盘存447 379 
衍生资产201 301 
其他流动资产和递延费用272 211 
流动资产总额4,438 4,549 
投资5,066 5,127 
物业、厂房和设备46,186 44,184 
累计折旧和摊销(15,848)(14,926)
财产、厂房和设备--网络
30,338 29,258 
无形资产--累计摊销净额7,493 7,402 
监管资产、递延费用和其他1,337 1,276 
总资产$48,672 $47,612 
负债和权益
流动负债：
应付帐款$2,613 $1,746 
应计负债1,527 1,201 
一年内到期的长期债务877 2,025 
流动负债总额5,017 4,972 
长期债务22,530 21,650 
递延所得税负债2,637 2,453 
监管负债、递延收入和其他4,578 4,436 
或有负债和承担(附注11)
股本：
股东权益：
优先股($1票面价值；302022年9月30日和2021年12月31日授权的百万股；35,000于2022年9月30日及2021年12月31日发行的股份)
35 35 
普通股($1票面价值；1,4702022年9月30日和2021年12月31日授权的百万股；1,253于2022年9月30日发行的百万股及1,2502021年12月31日发行的百万股)
1,253 1,250 
超出票面价值的资本24,527 24,449 
留存赤字(13,419)(13,237)
累计其他综合收益(亏损)(27)(33)
库存股，按成本计算(35百万股普通股)
(1,050)(1,041)
股东权益总额11,319 11,423 
合并子公司中的非控股权益2,591 2,678 
总股本13,910 14,101 
负债和权益总额$48,672 $47,612 

请参阅随附的说明。
8


目录表
威廉姆斯公司
综合权益变动表
(未经审计)

威廉姆斯公司的股东
优先股普通股超出票面价值的资本留存赤字AOCI*库存股股东权益总额非控制性权益总股本
(百万)
余额-2022年6月30日$35 $1,253 $24,500 $(13,498)$(23)$(1,041)$11,226 $2,610 $13,836 
净收益(亏损)— — — 600 — — 600 21 621 
其他全面收益(亏损)— — — — (4)— (4)— (4)
现金股利– 普通股($0.425每股)
— — — (518)— — (518)— (518)
对非控股权益的股息和分配
— — — — — — — (46)(46)
基于股票的薪酬和相关普通股发行，税后净额
— — 28 — — — 28 — 28 
非控制性权益的贡献
— — — — — — — 7 7 
购买库存股— — — — — (9)(9)— (9)
其他— — (1)(3)— — (4)(1)(5)
股本净增(减)— — 27 79 (4)(9)93 (19)74 
余额-2022年9月30日$35 $1,253 $24,527 $(13,419)$(27)$(1,050)$11,319 $2,591 $13,910 
余额-2021年6月30日$35 $1,249 $24,401 $(13,022)$(110)$(1,041)$11,512 $2,753 $14,265 
净收益(亏损)— — — 165 — — 165 8 173 
其他全面收益(亏损)— — — — 1 — 1 — 1 
现金股利– 普通股($0.41每股)
— — — (498)— — (498)— (498)
对非控股权益的股息和分配
— — — — — — — (40)(40)
基于股票的薪酬和相关普通股发行，税后净额
— — 23 — — — 23 — 23 
购买合并子公司的部分权益— — — — — — — (3)(3)
非控制性权益的贡献
— — — — — — — 3 3 
其他— — 1 (6)— — (5)— (5)
股本净增(减)— — 24 (339)1 — (314)(32)(346)
余额-2021年9月30日$35 $1,249 $24,425 $(13,361)$(109)$(1,041)$11,198 $2,721 $13,919 
*累计其他综合收益(亏损)

请参阅随附的说明。

9


目录表
威廉姆斯公司
综合权益变动表(续)
(未经审计)

威廉姆斯公司的股东
择优
库存		普普通通
库存		资本流入
超过
面值		保留
赤字		AOCI*财务处
库存		总计
股东的
权益		非控制性
利益		总股本
(百万)
余额-2021年12月31日$35 $1,250 $24,449 $(13,237)$(33)$(1,041)$11,423 $2,678 $14,101 
净收益(亏损)— — — 1,380 — — 1,380 40 1,420 
其他全面收益(亏损)
— — — — 6 — 6 — 6 
现金股息--普通股(美元1.275每股)
— — — (1,553)— — (1,553)— (1,553)
对非控股权益的股息和分配
— — — — — — — (141)(141)
基于股票的薪酬和相关普通股发行，税后净额
— 3 79 — — — 82 — 82 
非控制性权益的贡献
— — — — — — — 15 15 
购买库存股— — — — — (9)(9)— (9)
其他— — (1)(9)— — (10)(1)(11)
股本净增(减)— 3 78 (182)6 (9)(104)(87)(191)
余额-2022年9月30日$35 $1,253 $24,527 $(13,419)$(27)$(1,050)$11,319 $2,591 $13,910 

余额-2020年12月31日$35 $1,248 $24,371 $(12,748)$(96)$(1,041)$11,769 $2,814 $14,583 
净收益(亏损)— — — 895 — — 895 35 930 
其他全面收益(亏损)
— — — — (13)— (13)— (13)
现金股息--普通股(美元1.23每股)
— — — (1,494)— — (1,494)— (1,494)
对非控股权益的股息和分配
— — — — — — — (135)(135)
基于股票的薪酬和相关普通股发行，税后净额
— 1 53 — — — 54 — 54 
购买合并子公司的部分权益— — — — — — — (3)(3)
非控制性权益的贡献
— — — — — — — 9 9 
其他— — 1 (14)— — (13)1 (12)
股本净增(减)— 1 54 (613)(13)— (571)(93)(664)
余额-2021年9月30日$35 $1,249 $24,425 $(13,361)$(109)$(1,041)$11,198 $2,721 $13,919 
*累计其他综合收益(亏损)
请参阅随附的说明。

10


目录表
威廉姆斯公司
合并现金流量表
(未经审计)
九个月结束
9月30日，
20222021
(百万)
经营活动：
净收益(亏损)$1,420 $930 
对业务活动提供(使用)的现金净额进行调整：
折旧及摊销1,504 1,388 
递延所得税准备(利益)182 313 
权益(收益)损失(492)(423)
来自未合并关联公司的分配688 574 
衍生工具的未实现净亏损(收益)329 317 
股票奖励的摊销58 60 
流动资产和负债变动提供(使用)的现金：
应收账款(672)(538)
盘存(76)(112)
其他流动资产和递延费用(62)(67)
应付帐款743 570 
应计负债167 67 
流动及非流动衍生工具资产及负债变动86 (267)
其他，包括非流动资产和负债的变化(205)(6)
经营活动提供(使用)的现金净额3,670 2,806 
融资活动：
长期债务收益1,752 898 
偿还长期债务(2,019)(887)
发行普通股所得款项53 6 
支付的普通股股息(1,553)(1,494)
支付给非控股权益的股息和分配(141)(135)
非控制性权益的贡献15 6 
支付债务发行成本(14)(7)
其他-网络(49)(13)
融资活动提供(使用)的现金净额(1,956)(1,626)
投资活动：
物业、厂房和设备：
资本支出(1)(1,447)(957)
处置权-网(19)5 
协助建造工程的贡献8 46 
购入业务，扣除购入现金后的净额(附注3)
(933)(126)
权益法投资的购买和出资(140)(79)
其他-网络(4)3 
投资活动提供(使用)的现金净额(2,535)(1,108)
增加(减少)现金和现金等价物(821)72 
年初现金及现金等价物1,680 142 
期末现金及现金等价物$859 $214 
_____________
(1)房产、厂房和设备的增加$(1,549)$(1,001)
相关应付账款和应计负债的变化102 44 
资本支出$(1,447)$(957)

请参阅随附的说明。
11


目录表
威廉姆斯公司
合并财务报表附注
(未经审计)

注1--概述、业务描述和呈报依据
一般信息
我们随附的中期综合财务报表不包括年度财务报表中的所有附注，因此，应与我们截至2021年12月31日的年度综合财务报表及其附注一起阅读，在我们2022年5月2日的8-K表格附件99.1中。随附的未经审计财务报表包括所有正常经常性调整以及管理层认为公平列报中期财务报表所必需的其他调整。
按照美国公认的会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响我们的合并财务报表和附注中报告的金额。实际结果可能与这些估计不同。
除非上下文另有明确指示，否则本报告中提及的“Williams”、“We”、“Our”、“Us”或类似术语指的是Williams Companies，Inc.及其子公司。除非上下文另有明确指示，否则所提及的“Williams”、“We”、“Our”和“Us”包括我们自己在其中拥有权益的业务，这些业务未在我们的财务报表中合并为权益法投资。当我们提到我们的股权被投资人的名字时，我们只指他们的业务和运营。
业务说明
我们是一家特拉华州的公司，其普通股在纽约证券交易所上市和交易。我们的业务位于美国。从2022年1月1日起，经过组织重组，我们的液化天然气(NGL)和天然气营销服务，以前在西区报告，以及以前的Sequent部门，现在都由天然气和NGL营销服务部门管理。因此，从2022年第一季度报告开始，我们的业务呈现在以下可报告的细分市场中：传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气&NGL营销服务，这与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务，以及公司活动都包括在其他。上期分部的披露已为新分部的列报进行了重新预测。此外，从2022年开始，在整合我们的传统天然气营销业务和在Sequent收购中收购的营销业务(见附注3-收购)的同时，来自Gas&NGL营销服务的所有天然气营销收入在我们的综合损益表中扣除这些活动的相关成本后列报，因为整合后，整个天然气营销组合被视为出于交易目的而持有，这需要净列报.
传输和墨西哥湾由我们的州际天然气管道和横贯大陆天然气管道有限责任公司(Transco)和西北管道有限责任公司(Northwest Pipeline LLC)内的免费天然气储存设施以及墨西哥湾地区的天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产组成，包括51湾星一号有限责任公司(湾星一号)(一家综合可变利益实体，或VIE)的百分比权益，a50湾流天然气系统的股权方法投资百分比，L.L.C.(湾流)60对Discovery Producer Services LLC(Discovery)的股权方法投资百分比。传输和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部提供服务的天然气储存设施和管道。
东北G&P由我们在马塞卢斯页岩地区的中游采集、加工和分馏业务组成，主要位于宾夕法尼亚州和纽约，以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区，以及65俄亥俄山谷中流有限责任公司(东北合资公司)(合并后的VIE)在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州运营，A66红衣主教燃气服务有限公司(红衣主教)的百分比权益(综合
12


备注(续)
目录表
VIE)，该公司在俄亥俄州运营，69Laurel Mountain Midstream，LLC(Laurel Mountain)，a50蓝色赛车中流有限责任公司和阿巴拉契亚中流服务有限责任公司的股权方法投资百分比，阿巴拉契亚中流服务公司是一家全资子公司，拥有接近平均水平的股权方法投资66马塞卢斯页岩地区多个天然气收集系统的百分比权益(阿巴拉契亚中游投资公司)。
West由我们在科罗拉多州和怀俄明州落基山地区、得克萨斯州中北部巴尼特页岩区、得克萨斯州南部鹰福特页岩区、得克萨斯州东部和路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩区以及包括阿纳达科和二叠纪盆地在内的中大陆地区的天然气收集、加工和处理业务组成。这部分还包括我们的NGL存储设施，一个完整的50在堪萨斯州康威附近的NGL分馏塔的百分比权益，A50欧陆通管道有限责任公司(Oppl)的股权方法投资百分比50落基山中流控股有限责任公司(RMM)的股权方法投资百分比20Targa Train 7 LLC(Targa Train 7 LLC)(非合并VIE)的股权方法投资百分比，以及15权益法投资于Braos Permian II，LLC(Braos Permian II)的百分比。
天然气和天然气营销服务由我们的天然气和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理和天然气在战略资产上的储存和运输，包括我们的Transco系统。
陈述的基础
重大风险和不确定性
吾等认为，吾等若干物业、厂房及设备及无形资产的账面价值，尤其是于二零一二年至二零一四年期间作为业务合并入账的若干收购资产，其账面值可能超过目前的公允价值。然而，根据我们的判断，这些资产的账面价值仍然是可以收回的。未来的战略决策，包括将资产货币化或将资产贡献给与第三方的新合资企业等交易，以及预期生产者活动的不利变化，都有可能影响我们的假设，并最终导致这些资产的减值。这类交易或发展也可能表明我们的某些权益法投资经历了非暂时性的价值下降，这可能会导致减值。
附注2--可变利息实体
合并后的VIE
截至2022年9月30日，我们整合了以下VIE：
东北合资企业
我们拥有一家65东北合资公司是一家VIE子公司，由于我们的某些投票权与我们承担的承担亏损的义务不成比例，而且东北合资公司基本上所有的活动都是代表我们进行的。我们是主要受益者，因为我们有权指导对东北合资企业的经济表现影响最大的活动。东北合资公司为Marcellus页岩和Utica页岩地区的生产商提供中游服务。未来的扩张活动预计将由我们和其他股权合作伙伴按比例出资。
湾星一号
我们拥有一家51湾星一号是一家子公司，由于其客户合同中的某些风险分担条款，该公司是一家VIE。湾星一号包括一个专有的浮式生产系统，湾星FPS，以及在墨西哥湾东部深水地区提供生产处理和收集服务的相关管道。我们是主要受益者，因为我们有权指导对湾星一号的经济表现影响最大的活动。
13


备注(续)
目录表
红衣主教
我们拥有一家 66Cardinal是一家为尤蒂卡页岩地区提供采集服务的子公司，由于与客户分担某些风险，因此是VIE。我们是主要受益者，因为我们有权指导对红衣主教的经济表现影响最大的活动。未来的扩张活动预计将由我们和其他股权合作伙伴的出资提供资金。
下表列出了我们的合并资产负债表中仅用于我们合并VIE的使用或义务的金额：
9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021
(百万)
资产(负债)：
现金和现金等价物$53 $78 
贸易账户和其他应收款--净额142 132 
盘存3 3 
其他流动资产和递延费用6 7 
财产、厂房和设备--网络5,155 5,295 
无形资产--累计摊销净额2,186 2,267 
监管资产、递延费用和其他
29 20 
应付帐款(74)(61)
应计负债
(28)(29)
监管负债、递延收入和其他
(282)(287)

非整合VIE
Targa列车7
我们拥有一家20Targa Train 7在德克萨斯州的Mont Belvieu提供分馏服务，是VIE的一部分，这主要是因为我们作为少数股权持有人的参与权有限。截至2022年9月30日，我们在Targa Train 7的投资账面价值为$46百万美元。我们面临的最大损失仅限于我们投资的账面价值。
附注3--收购
航迹采集
2022年4月29日，我们完成了对100Gemini Arklatex，LLC的百分比，我们通过该公司收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和TRACE中游的相关资产(TRACE收购)972用手头现金和发行商业票据所得的百万美元现金，视结算后调整情况而定。收购TRACE的目的是将我们的足迹扩展到德克萨斯州东部的海恩斯维尔页岩地区，扩大全国最大增长盆地之一的盆地内规模。
自收购日期2022年4月29日至2022年9月30日期间，在收购中收购的业务做出了贡献收入共$99百万美元和修改后的EBITDA(定义见附注12--分部披露)$48百万美元。
与收购TRACE相关的成本为$8据报告，我们的西部地区有100万人，并包括在销售、一般和管理费用在我们的综合损益表中。
我们将TRACE收购作为一项业务合并进行会计处理，这要求(其中包括)收购的可识别资产和承担的负债在收购日期确认为公允价值。所使用的估值方法包括无形资产估值的收益法(超额收益法)以及不动产、厂房和设备的折旧重置成本。
14


备注(续)
目录表
下表列出了于2022年4月29日对已收购的主要类别资产的公允价值的初步分配，这些资产类别包括在西区，以及承担的负债。取得的应收账款的公允价值等于合同应收账款。分配被认为是初步的，因为由于正在审查估值结果并验证重要的投入和假设，估值工作尚未完成。对某些收购资产和负债进行了初步公允价值计量，主要是无形资产和财产、厂房和设备；然而，由于可能会发现截至收购日期的与事实和情况有关的新信息，可能会在随后的期间对该等计量进行调整，最长为收购日起一年。在2022年6月30日发布财务报表后，我们收到了第三方评估公司的更新估值报告，导致增加了$11房地产、厂房和设备为100万美元，减少了#11百万美元的无形资产。
(百万)
现金和现金等价物$39 
贸易账户和其他应收款--净额18 
财产、厂房和设备--网络448 
无形资产--累计摊销净额472 
其他非流动资产20 
收购的总资产$997 
应付帐款$12 
应计负债5 
其他非流动负债8 
承担的总负债$25 
取得的净资产$972 
无形资产
TRACE收购中确认的无形资产与我们与客户签订的天然气收集协议中的合同客户关系有关。确定这些无形资产价值的基础是通过使用风险调整贴现率折现的已获得的合同客户关系估计的未来现金流量净额。这些无形资产在最初的时期内以直线方式摊销。20年，代表合同客户关系预期对我们的现金流做出贡献的期限。大致2来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受到我们续签或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们承担与客户续签或延长天然气收集合同条款所产生的费用。根据当前合同期内的估计未来收入(按收购时的估计)，在下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均期间约为19好几年了。
顺序收购
2021年7月1日，我们完成了对100Sequent Energy Management，L.P.和Sequent Energy Canada，Corp(Sequent收购)的百分比。此次收购的总对价为$159100万美元，其中包括$109与营运资金相关的百万美元。收购Sequent的目的是扩大我们的天然气营销活动，优化我们的管道和存储能力，向新市场扩张，以实现增量燃气发电、液化天然气出口，以及未来的可再生天然气和其他新兴机会。
在收购日期2021年7月1日至2021年12月31日期间，Sequent收购中收购的业务的结果包括产品净销售额(43)百万元(包括$80从附属公司购买的百万美元)，商品衍生品的净亏损为$43百万美元，而且不受欢迎修改后的EBITDA共$112百万美元。这两个收入和修改后的EBITDA数额反映了商品衍生品的未实现净亏损#美元。109这一时期的收入为100万美元。
15


备注(续)
目录表
从收购日期2021年7月1日至2021年12月31日期间与Sequent收购有关的成本为$5百万人被包括在销售、一般和管理费用在截至2021年12月31日的年度综合收益表中。
我们将收购Sequent视为一项业务合并。下表列出了收购日所收购的主要类别资产的公允价值分配，这些资产包括在天然气和天然气液化天然气营销服务部门，以及于2021年7月1日承担的负债。取得的应收账款的公允价值等于合同应收账款。无形资产的公允价值采用收益法计量。所购入的库存涉及地下储存的天然气。这一存货的公允价值是根据购置日相关商品的市场价格计算的。关于用于计量衍生资产和负债公允价值的估值技术，见附注9--公允价值计量和担保。
(百万)
现金和现金等价物$8 
贸易账户和其他应收款--净额498 
盘存121 
其他流动资产和递延费用4 
列入其他流动资产和递延费用的商品衍生品57 
财产、厂房和设备--网络5 
无形资产--累计摊销净额306 
其他非流动资产3 
列入其他非流动资产的商品衍生品49 
收购的总资产$1,051 
应付帐款$514 
应计负债46 
商品衍生品计入应计负债116 
其他非流动负债1 
列入其他非流动负债的商品衍生品215 
承担的总负债$892 
取得的净资产$159 
无形资产
无形资产主要与运输和储存能力合同有关。厘定该等无形资产价值的基础是估计未来现金流量净额，该等净现金流量来自收购的运输及储存能力合约，该等合约因其所处的市场位置而提供未来经济效益，并以行业加权平均资本成本贴现。这项无形资产将根据预期受益期摊销，预计标的合同将在该期间内为我们的现金流做出贡献，范围为1年份至8好几年了。因此，我们预计很大一部分摊销将在这一范围的头几年内确认。
补充形式
以下形式如下收入和威廉姆斯公司的净收益(亏损)。截至2021年9月30日的三个月以及截至2022年和2021年9月30日的九个月的财务报表，就好像TRACE收购已于2021年1月1日完成，而Sequent收购已于2020年1月1日完成。这些预计金额不一定表示如果跟踪收购和顺序收购实际上发生在指定的日期或期间，实际结果会是什么，也不是为了预测收入或威廉姆斯公司的净收益(亏损)。在未来的任何时期或截至任何日期。这些金额不会产生任何潜在的成本节约、运营协同效应或交易带来的收入增长，也不会产生实现这些成本节约、运营协同效应和收入增长的潜在成本。
16


备注(续)
目录表
截至2021年9月30日的三个月
如报道所述形式跟踪形式组合
(百万)
收入$2,475 $31 $2,506 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。165 11 176 
截至2022年9月30日的9个月
如报道所述形式跟踪(1)形式组合
(百万)
收入$8,035 $45 $8,080 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。1,380 18 1,398 
截至2021年9月30日的9个月
如报道所述形式跟踪形式顺序(二)形式组合
(百万)
收入$7,370 $86 $188 $7,644 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。895 31 4 930 
(1)不包括从2022年4月29日开始的跟踪收购中收购的业务的结果，因为这些结果包括在报告的金额中。
(2)不包括从2021年7月1日开始的Sequent收购中收购的运营结果，因为这些结果包括在报告的金额中。
季节性可能会影响天然气使用量和经营业绩；因此，收购Sequent的中期经营业绩不一定代表年度业绩，可能因季度而有很大差异。
购买德克萨斯州北部资产
2022年8月31日，我们从NorTex Midstream Holdings，LLC(NorTex Asset Purchase)手中收购了德克萨斯州北部的一组资产，主要是天然气储存设施和管道。424百万美元。这些资产包括在传输和墨西哥湾部分。

17


备注(续)
目录表
附注4-收入确认
按类别划分的收入
下表列出了我们按主要服务线分类的收入：
Transco西北管道墨西哥湾中流与蓄水东北中游西中流天然气和天然气营销服务其他淘汰总计
(百万)
截至2022年9月30日的三个月
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$685 $109 $— $— $— $— $— $(18)$776 
采集、加工、运输、分馏和储存：
货币对价— — 99 354 407 — — (50)810 
商品对价— — 11 2 47 — — — 60 
其他3 — 9 57 15 1 — (5)80 
总服务收入688 109 119 413 469 1 — (73)1,726 
产品销售81 — 51 40 245 3,109 238 (523)3,241 
与客户签订合同的总收入769 109 170 453 714 3,110 238 (596)4,967 
其他收入(1)3 — 3 6 (6)2,607 (23)(1)2,589 
其他调整(2)— — — — — (4,779)— 244 (4,535)
总收入$772 $109 $173 $459 $708 $938 $215 $(353)$3,021 
截至2021年9月30日的三个月
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$642 $107 $— $— $— $— $— $(12)$737 
采集、加工、运输、分馏和储存：
货币对价— — 74 340 306 — — (37)683 
商品对价— — 13 (1)52 — — — 64 
其他3 — 5 52 12 — — (6)66 
总服务收入645 107 92 391 370 — — (55)1,550 
产品销售20 — 72 19 184 2,140 116 (353)2,198 
与客户签订合同的总收入665 107 164 410 554 2,140 116 (408)3,748 
其他收入(1)1 1 3 7 (23)873 (18)(3)841 
其他调整(2)— — — — — (2,131)— 17 (2,114)
总收入$666 $108 $167 $417 $531 $882 $98 $(394)$2,475 
18


备注(续)
目录表
Transco西北管道墨西哥湾中流与蓄水东北中游西中流天然气和天然气营销服务其他淘汰总计
(百万)
截至2022年9月30日的9个月
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$2,014 $329 $— $— $— $— $— $(54)$2,289 
采集、加工、运输、分馏和储存：
货币对价— — 265 1,027 1,089 — — (114)2,267 
商品对价— — 54 12 157 — — — 223 
其他8 — 21 162 41 2 — (16)218 
总服务收入2,022 329 340 1,201 1,287 2 — (184)4,997 
产品销售140 — 215 110 684 8,422 522 (1,442)8,651 
与客户签订合同的总收入2,162 329 555 1,311 1,971 8,424 522 (1,626)13,648 
其他收入(1)6 2 7 19 (14)5,838 (72)(10)5,776 
其他调整(2)— — — — — (11,911)— 522 (11,389)
总收入$2,168 $331 $562 $1,330 $1,957 $2,351 $450 $(1,114)$8,035 
截至2021年9月30日的9个月
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$1,880 $328 $— $— $— $— $— $(17)$2,191 
采集、加工、运输、分馏和储存：
货币对价— — 250 966 860 — — (98)1,978 
商品对价— — 34 4 126 — — — 164 
其他8 — 15 145 40 2 — (15)195 
总服务收入1,888 328 299 1,115 1,026 2 — (130)4,528 
产品销售50 — 178 75 441 3,955 216 (796)4,119 
与客户签订合同的总收入1,938 328 477 1,190 1,467 3,957 216 (926)8,647 
其他收入(1)3 1 8 19 (17)835 (3)(9)837 
其他调整(2)— — — — — (2,131)— 17 (2,114)
总收入$1,941 $329 $485 $1,209 $1,450 $2,661 $213 $(918)$7,370 
______________________________
(1)不是来自与客户的合同的收入主要包括与我们的总部大楼相关的租赁收入和我们为运营的权益法投资提供的某些服务所获得的管理费，这些收入在服务收入在我们的综合损益表中，以及与我们的衍生品合同相关的已实现和未实现的收益和亏损，这些收益和亏损在商品衍生品的净收益(亏损) 在我们的综合损益表中。
(2)其他调整反映了天然气和天然气营销服务公司风险管理活动的某些成本。由于我们作为天然气营销客户的代理，因此产生的收入在我们的综合收益表中扣除这些活动的相关成本后净额列示。此外，相关衍生品有资格被视为出于交易目的持有，这需要净额列报。(见注1-总则、业务说明及呈报基础。)。
19


备注(续)
目录表
合同资产
下表显示了我们的合同资产的调节：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
期初余额$48 $38 $22 $12 
超过发票金额确认的收入
54 51 158 134 
开具发票的最小承诺量
(41)(39)(119)(96)
期末余额$61 $50 $61 $50 
合同责任
下表显示了我们合同债务的对账情况：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
期初余额$1,115 $1,193 $1,126 $1,209 
已收付款和延期付款
34 14 144 99 
重要的融资组成部分
2 3 7 8 
已取得的合同责任2 1 2 1 
在收入中确认
(71)(48)(197)(154)
期末余额$1,082 $1,163 $1,082 $1,163 
剩余履约义务
其余的履约义务主要包括为我们的天然气管道公司与客户签订的运输合同收取的合同运力预约费、存储能力合同、与我们的中游业务相关的包含最低产量承诺(MVC)的长期合同，以及与离岸生产处理相关的固定付款。对于我们的州际天然气管道业务，剩余的履约义务反映了当前联邦能源管理委员会(FERC)在相关合同有效期内对此类服务的费率；然而，这些费率可能会根据FERC批准的未来费率而变化，这些变化的金额和时间目前尚不清楚。
我们剩余的履约义务不包括可变对价，包括我们已选择在收入中确认的实际权宜之计的可变对价合同。我们的某些合同包含常青树和其他续签条款，期限超过合同的初始期限。截至2022年9月30日的剩余履约义务金额不考虑尚未续签的潜在未来履约义务，不包括与基础设施尚未获得FERC授权投入使用的客户的合同。在2022年9月30日之前收到的将在未来期间确认的对价也不包括在我们剩余的履约义务中，而是反映在合同负债中。
20


备注(续)
目录表
下表列出了在履行履约义务时预计将确认为收入的合同负债余额，以及截至2022年9月30日某些合同项下分配给剩余履约义务的交易价格。
合同责任剩余履约义务
(百万)
2022 (三个月)
$52 $916 
2023 (一年)
154 3,610 
2024 (一年)
126 3,340 
2025 (一年)
118 3,015 
2026 (一年)
105 2,517 
此后
527 17,191 
总计
$1,082 $30,589 
应收帐款
以下是我们的贸易账户和其他应收款–网络:
2022年9月30日2021年12月31日
(百万)
与客户合同收入相关的应收账款$1,824 $1,451 
衍生品应收账款788 462 
其他应收账款47 65 
贸易账户和其他应收款–网络
$2,659 $1,978 
附注5--所得税拨备(福利)
这个所得税拨备(福利)包括：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
当前：
联邦制$— $1 $(27)$(1)
状态4 1 14 1 
4 2 (13)— 
延期：
联邦制163 40 247 240 
状态(71)11 (65)73 
92 51 182 313 
所得税拨备(福利)$96 $53 $169 $313 

截至2022年9月30日的三个月，全部准备金(福利)的有效所得税税率低于联邦法定税率，主要是由于州所得税的影响，包括1美元。92百万州所得税优惠，与我们对递延州所得税税率(扣除联邦影响后的净额)的估计减少有关，主要是由于宾夕法尼亚州在未来几年通过立法降低了州所得税税率，部分抵消了1美元23对州净营业亏损结转(扣除联邦福利后的净额)的不利修订。
截至2022年9月30日的9个月，总拨备(福利)的有效所得税税率低于联邦法定税率，主要原因是解除了对外国税收抵免的估值免税额。
21


备注(续)
目录表
州所得税的影响，包括1美元92百万州所得税优惠与我们对递延州所得税税率(扣除联邦影响)的估计和联邦和解的减少有关。
截至2021年9月30日的三个月和九个月的总拨备(福利)的有效所得税税率高于联邦法定税率，这主要是由于州所得税的影响。
我们对某些递延所得税资产有估值津贴，用于将这些资产减少到更有可能变现的金额。我们必须考虑到所有可用的正面和负面证据，包括管理层对可用的税务筹划策略的评估、现有应税临时差异的未来逆转以及未来应税收入的可用性和性质，来评估我们最终是否会实现这些税收优惠。在2022年第二季度，我们发布了88百万美元的估值津贴一旦确定，我们预计将使用额外的$70百万美元的外国税收抵免和18百万美元与各种国家净营业亏损结转和国家信贷有关。
在2022年第二季度，我们最终敲定了2011至2014年与美国国税局(IRS)就某些有争议的问题达成的和解。这些和解导致我们的未确认税务头寸减少了大约#美元。46100万，这有利地影响了所得税拨备(福利)。我们预计会收到$32022年，美国国税局与这些项目有关的现金退款(扣除付款后)为100万美元。
附注6--普通股每股收益(亏损)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万美元，每股除外
金额；股份(千股)
普通股股东可获得的净收益(亏损)$599 $164 $1,378 $893 
基本加权平均股份1,218,964 1,215,434 1,218,202 1,215,113 
稀释性证券的影响：
非既得限制性股票单位
3,269 2,539 3,682 2,437 
股票期权
239 6 269 8 
稀释加权平均股份1,222,472 1,217,979 1,222,153 1,217,558 
普通股每股收益(亏损)：
基本信息
$.49 $.14 $1.13 $.74 
稀释
$.49 $.13 $1.13 $.73 
附注7-雇员福利计划
定期收益净成本(信用)如下所示：
养老金福利
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
定期净收益成本(信贷)的组成部分：
服务成本$7 $8 $21 $23 
利息成本8 7 23 21 
计划资产的预期回报(11)(11)(33)(33)
精算损失净额摊销3 4 9 11 
结算产生的净精算损失— — — 1 
定期收益净成本(信用)$7 $8 $20 $23 
22


备注(续)
目录表
其他退休后福利
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
定期净收益成本(信贷)的组成部分：
服务成本$1 $1 $1 $1 
利息成本1 1 4 4 
计划资产的预期回报(3)(2)(8)(7)
重新分类为监管责任— — 1 1 
定期收益净成本(信用)$(1)$— $(2)$(1)
的组件定期收益净成本(信用)而不是服务成本组件包含在其他收入(支出)-净额在下面营业收入(亏损)在我们的综合损益表中。
附注8--债务和银行安排
长期债务
发行和退休
2022年1月18日，我们提前退休了$1.2510亿美元3.62022年3月15日到期的优先无担保票据的百分比。
2022年5月16日，我们提前退休了1美元750百万美元3.352022年8月15日到期的优先无担保票据的百分比。
2022年8月8日，我们发行了美元1.010亿美元4.652032年8月15日到期的优先无担保票据的百分比和$750百万美元5.302052年8月15日到期的优先无担保票据的百分比。
2022年10月17日，我们提前退休了$850百万美元3.72023年1月15日到期的优先无担保票据的百分比。
商业票据计划
2022年9月30日，不是商业票据的余额低于我们的美元。3.5亿元商业票据计划。
信贷安排
2022年9月30日
规定载客量杰出的
(百万)
长期信贷安排(1)$3,750 $— 
某些双边银行协议项下的信用证40 
(1)在管理我们的可用流动资金时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷安排的能力，包括我们商业票据计划下的任何未偿还金额。
23


备注(续)
目录表
附注9--公允价值计量和担保
下表按公允价值层次中的级别列出了我们的某些重要金融资产和负债。由于这些工具的短期性质，现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。因此，下表中没有列出这些资产和负债。
公允价值计量使用
携带
金额		公平
价值		引用
价格中的
主动型
市场：
雷同
资产
(1级)		意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级)		意义重大
看不见
输入量
(3级)
(百万)
截至2022年9月30日的资产(负债)：
以循环为基础衡量：
ARO信托投资$216 $216 $216 $— $— 
商品衍生资产(1)95 95 3 54 38 
商品衍生负债(1)(815)(815)(54)(717)(44)
其他金融资产(负债)--净额
(11)(11)— (11)— 
其他披露内容：
长期债务，包括本期债务(23,407)(21,911)— (21,911)— 
担保(38)(25)— (9)(16)
截至2021年12月31日的资产(负债)：
以循环为基础衡量：
ARO信托投资$260 $260 $260 $— $— 
商品衍生资产(2)84 84 2 81 1 
商品衍生负债(2)(488)(488)(69)(403)(16)
其他金融资产(负债)--净额
(7)(7)— (7)— 
其他披露内容：
长期债务，包括本期债务(23,675)(27,768)— (27,768)— 
担保(39)(26)— (10)(16)
(1)商品衍生资产和负债净额不包括#美元2101级净现金抵押品百万美元。
(2)商品衍生资产和负债净额不包括#美元2961级净现金抵押品百万美元。

公允价值法
我们使用以下方法和假设来估计我们金融工具的公允价值：
按公允价值经常性计量的资产
ARO信托投资:Transco根据其利率案和解协议，将其收取的利率的一部分存入专门指定为未来资产报废义务(ARO)提供资金的外部信托(ARO Trust)。ARO信托投资于交易活跃的共同基金的投资组合，这些基金以活跃市场的报价为基础，以公允价值经常性地计量，并在监管资产、递延费用和其他在我们的
24


备注(续)
目录表
合并资产负债表。已实现和未实现的收益和损失最终都记录为监管资产或负债。
商品衍生品:大宗商品衍生品包括交易所交易合约和场外交易(OTC)合约，后者由实物远期、期货和掉期组成，以公允价值定期计量。我们还有其他与资产管理协议和其他需要实物交割的合同相关的衍生品。被归类为一级的衍生品使用纽约商品交易所(NYMEX)期货价格进行估值。被归类为2级的衍生品使用基差交易进行估值，基差交易代表了将天然气从NYMEX交割点运输到合约交割点的成本。这些交易基于通过电子交易平台或直接从经纪商获得的报价。被归类为3级的衍生品使用可观察和不可观察输入的组合进行估值。公允价值金额按净值基准列报，并反映根据我们的主要净额结算安排的条款所准许的资产及负债头寸的净值，以及我们为抵押若干衍生工具头寸而收受或汇出的保证金账户内的现金。大宗商品衍生品资产在衍生资产和监管资产、递延费用和其他在我们的综合资产负债表中。大宗商品衍生工具负债报告如下应计负债和监管负债、递延收入和其他在我们的综合资产负债表中。衍生工具资产及负债的公允价值变动记于商品衍生品的净收益(亏损)和加工商品费用净额在我们的合并损益表。有关我们衍生品的更多信息，请参阅附注10-衍生品。
额外的公允价值披露
长期债务，包括本期债务:我们长期债务的披露公允价值主要由市场方法确定，使用经纪人报价的指示性期末债券价格。报价是基于我们的债务或类似工具不太活跃的市场上的可观察到的交易。与我们的Dalton、Leidy South和大西洋日出项目相关的融资义务的公允价值，包括在长期债务中，使用收益法确定。
担保:担保主要包括在我们以前拥有的通信子公司威廉姆斯通信集团(Wiltel)拒绝付款的情况下，我们就持续到2042年的租赁履行义务提供的担保。担保还包括与被处置的操作有关的赔偿。
为了估计Wiltel担保的公允价值，使用收益法将估计的违约率应用于未来合同租赁付款的总和。估计的违约率是通过根据Wiltel当前所有者的信用评级和基础债务的期限获得发行人加权的平均企业违约率来确定的。违约率由穆迪投资者服务公司公布。Wiltel担保的账面价值报告在应计负债在我们的综合资产负债表中。最大潜在未贴现风险敞口约为$24百万 2022年9月30日。在Wiltel债务的剩余期限内，我们的风险敞口系统性地下降。
与已处置业务有关的赔偿担保的公允价值是使用收入法估算的，该办法考虑了未来业绩的潜在水平的概率加权情景。赔偿条款不限制与担保相关的最高潜在未来付款。这项担保的账面价值报告在监管负债、递延收入和其他在我们的综合资产负债表中。
根据我们的循环信贷协议，我们需要赔偿贷款人在支付给贷款人的款项中被扣缴的某些税款以及贷款人支付的某些税款。根据这些赔偿规定，未来付款的最高潜在金额是根据相关借款确定的，目前无法确定此类未来付款。这些赔偿通常无限期地持续下去，除非受到基本税收法规的限制，并已不是账面价值。我们从未被要求在这些赔偿下履行义务，目前对未来的索赔也没有任何预期。
25


备注(续)
目录表
附注10--衍生工具
与商品相关的衍生品
我们面临着大宗商品价格风险。为了管理这种波动性，我们在营销和交易活动中使用各种合同，这些合同通常符合衍生品的定义。使用包括但不限于风险价值在内的技术来监控衍生品头寸。衍生工具在我们的综合资产负债表中按公允价值确认为资产或负债，并由交易对手按扣除保证金存款的净额呈列。有关其他公允价值信息，见附注9--公允价值计量和担保。在我们的综合现金流量表中，结算的商品相关衍生工具的任何现金影响都被记录为经营活动。
我们进入大宗商品相关衍生品是为了经济地对冲天然气、NGL和原油的风险敞口，并保留对价格变化的敞口，在动荡的能源市场中，价格变化可能是实质性的，并可能对我们的运营结果产生不利影响。
截至2022年9月30日，我们与大宗商品相关的衍生品合约的净多头(空头)头寸名义数量如下：
商品计量单位净多(空)仓
指数风险天然气MMBtu485,699,255 
中央枢纽风险-Henry Hub天然气MMBtu(58,780,281)
基差风险天然气MMBtu(60,614,348)
中央枢纽风险-贝尔维尤山天然气液体桶(52,710,000)
基差风险天然气液体桶(2,520,000)
中心枢纽风险-WTI原油桶(216,000)
衍生财务报表列报
商品相关衍生品的公允价值反映如下，这些衍生品在会计上没有被指定为对冲工具：
9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021
派生类别资产(负债)资产(负债)
(百万)
当前$1,144 $(1,475)$619 $(760)
非电流328 (717)166 (429)
总衍生品$1,472 $(2,192)$785 $(1,189)
确认的总金额$1,472 $(2,192)$785 $(1,189)
交易对手和抵押品净额抵销(1,246)1,456 (476)772 
在合并资产负债表中确认的金额$226 $(736)$309 $(417)
26


备注(续)
目录表
截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月大宗商品相关衍生品的税前影响 在……里面商品衍生品的净收益(亏损)反映在总收入和加工商品费用净额我们的综合损益表如下：
得(损)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
被指定为对冲工具的已实现商品相关衍生品$— $(20)$— $(28)
未被指定为对冲工具的已实现商品相关衍生品(13)(62)(145)(96)
未实现的商品相关衍生品未被指定为对冲工具29 (309)(346)(317)
商品衍生品的净收益(亏损)$16 $(391)$(491)$(441)
在加工商品费用净额中未被指定为对冲工具的已实现商品相关衍生品$6 $1 $12 $1 
未实现的商品相关衍生品未被指定为加工商品费用净额中的对冲工具$6 $— $17 $— 
或有特征
一般来说，抵押品可以由父母担保、信用证或现金提供。如需要抵押品，为收回现金抵押品的权利或归还现金抵押品的义务而确认的公允价值金额将与与同一交易对手签订的衍生品确认的公允价值金额相抵销。
我们有具体的贸易和信贷合同，其中包含最低信用评级要求。这些信用评级要求通常赋予交易对手在我们的信用评级被下调至非投资级状态时暂停或终止信用的权利。在这种情况下，我们需要提供抵押品才能继续与这些交易对手进行业务往来。截至2022年9月30日，在信用评级下调至非投资级的情况下，合同要求的抵押品为$18百万美元。
我们在某些交易所的经纪商或结算所开立账户，以促进金融衍生产品交易。根据这些账户中头寸的价值和相关的保证金要求，我们可能需要将现金存入这些账户。截至2022年9月30日，经纪保证金账户中的现金抵押品净额为#美元210百万美元。
附注11--或有负债
向行业刊物报告与天然气有关的信息
各州的天然气直接和间接购买者对我们、我们的前附属公司WPX Energy，Inc.(WPX)及其子公司以及其他人提起了个人和推定的集体诉讼，指控他们在2000年和2002年操纵已公布的天然气价格指数，并寻求数额不详的损害赔偿。这样的诉讼被移交给内华达州联邦地区法院，以合并证据和预审问题。我们已同意赔偿与此事相关的WPX及其子公司。
我们达成协议，就其中两起集体诉讼达成和解，并于2019年8月5日，进入了带有偏见的解雇终审判决。我们还达成了解决个人诉讼的协议，并于2022年1月18日被驳回。
2017年3月30日，内华达州联邦地区法院发布命令，驳回原告提出的等级认证动议。2017年6月13日，美国第九巡回上诉法院批准了原告的
27


备注(续)
目录表
请求允许对该命令提出上诉。2018年8月6日，第九巡回法院推翻了拒绝等级认证的命令，将案件发回内华达州联邦地区法院，原告在那里再次敦促他们提出等级认证动议。两起可能的集体诉讼仍未解决，它们已被发回最初提交的威斯康星州联邦地区法院，在那里原告再次敦促他们提出阶级认证动议。
审判原定于2021年6月14日开始，但由于悬而未决的等级认证动议，法院取消了这一设置。2022年6月28日，法院批准了原告要求等级认证的动议。2022年7月12日，被告向美国第七巡回上诉法院提交了一份请愿书，要求允许对该命令提出上诉，并提出了留在初审法院的动议。
我们达成了一项协议，解决了剩下的两项行动，法院必须批准这两项行动。我们已经为初步和解协议积累了全部资金。
阿拉斯加炼油厂污染诉讼
从1980年到2004年，我们通过我们的全资子公司威廉姆斯阿拉斯加石油公司(WAPI)和MAPCO公司，在阿拉斯加北极地区拥有和经营北极炼油厂而引起的诉讼。我们于2004年将炼油厂出售给科赫工业公司的子公司阿拉斯加弗林特山资源有限责任公司(FHRA)。这起诉讼涉及三起案件，立案日期从2010年到2014年不等。这些行动主要是由据称来自炼油厂的环丁砜污染引起的。2010年，詹姆斯·韦斯特提起了一起可能的集体诉讼，将我们、WAPI和FHRA列为被告。我们和FHRA相互提出索赔，要求除其他事项外，合同赔偿，声称对方造成了环丁丁烷污染。2011年，我们和FHRA与詹姆斯·韦斯特解决了索赔问题。阿拉斯加最高法院解决了FHRA对我们提出的某些索赔。FHRA对我们提出的合同赔偿和与非现场环丁硫烷相关的法定损害索赔要求被发回阿拉斯加高等法院。阿拉斯加州于2014年3月提起诉讼，寻求损害赔偿。北极市于2014年11月提起诉讼，寻求过去和未来的损害赔偿，以及惩罚性赔偿。我们和WAPI都对阿拉斯加州和北极提出了反索赔，并对FHRA提出了交叉索赔。FHRA也对我们提出了交叉索赔。
案件中的基本事实基础和索赔是相似的，可能会重复暴露。因此，2017年2月，这三起案件被合并为州法院的一起诉讼，其中包括詹姆斯·韦斯特案以及阿拉斯加州和北极州的剩余索赔。阿拉斯加州后来宣布，在炼油厂的非现场发现了额外的全氟烷基和多氟烷基(全氟辛烷磺酸和全氟辛烷酸)污染物，法院允许阿拉斯加州修改其诉状，增加对非现场全氟辛烷基磺酸/全氟辛烷酸污染的索赔。法院随后将非现场全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸的索赔发回阿拉斯加环境保护部进行调查，并搁置索赔，等待行政机构可能予以解决。涵盖所有三起案件的几个审判日期已经安排好，并受到了打击。2019年夏天，法院为审判目的解除了案件的合并。2019年10月开始对除北极以外的所有索赔进行法官审判。
2020年1月，阿拉斯加高等法院发布了有利于阿拉斯加州和联邦住房金融局的裁决备忘录，估计造成的总损失和未来可能造成的损害为#美元。86百万美元。法院发现，FHRA无权从我们那里获得合同赔偿，因为FHRA是环丁砜污染的原因之一。2020年3月23日，法院对此案进行终审。提交截止日期被推迟到2020年5月1日。然而，在2020年4月21日，我们提交了上诉通知。我们还提出了判决后的动议，包括重审动议和修改或修改判决的动议。这些审后动议在法院于2020年6月11日驳回最后一项动议后得到解决。我们的上诉要点声明于2020年7月13日提交。2020年6月22日，法院搁置了北极的案件，等待阿拉斯加州和联邦住房金融局案件的上诉解决。2020年12月23日，我们提交了上诉的开庭简报。口头辩论于2021年12月15日举行。我们已在我们估计的可能损失金额中记录了应计负债。我们有合理的可能在上诉中不会成功，最终可能会支付高达判决的金额。
28


备注(续)
目录表
版税事宜
我们的某些客户，包括切萨皮克能源公司(Chesapeake)，在各种诉讼中被点名，指控他们少付特许权使用费，并声称违反了反垄断法和《Racketeer影响和腐败组织法》等。在宾夕法尼亚州提起的某些案件中，我们也被列为被告，因为我们被指控与切萨皮克公司不正当地参与了导致所谓的特许权使用费少付的案件。我们认为，所声称的索赔受切萨皮克公司欠我们的赔偿义务的约束。切萨皮克公司已达成和解，基本上解决了宾夕法尼亚州所有悬而未决的特许权使用费案件，该和解协议适用于切萨皮克公司和我们。和解协议不需要我们做出任何贡献。2021年8月23日，法院批准了和解方案，但两名反对者向美国第五巡回上诉法院提出上诉。
针对能源转移及关联方的诉讼
2016年4月6日，我们向特拉华州衡平法院提起诉讼，控告Energy Transfer Equity，L.P.(Energy Transfer)和LE GP，LLC(Energy Transfer的普通合伙人)故意和实质性违反Energy Transfer与Energy Transfer的协议和计划(ETE合并协议)，原因是Energy Transfer于2016年3月8日私募A系列可转换优先股(特别发售)给某些Energy Transfer内部人士和其他经认可的投资者。除其他事项外，诉讼寻求一项禁令，命令被告解除特别发售，并具体履行他们在ETE合并协议下的义务。2016年4月19日，我们提交了修改后的申诉，寻求同样的救济。2016年5月3日，Energy Transfer和LE GP，LLC提交了答辩和反诉。
2016年5月13日，我们向特拉华州衡平法院单独提起诉讼，指控作为ETE合并协议当事方的Energy Transfer、LE GP、LLC和其他Energy Transfer关联公司严重违反了ETE合并协议，因为我们未能合作并采取必要努力获取ETE合并协议所要求的税务意见(税务意见)，以及未能采取必要努力完成ETE合并协议下的合并，在该协议中，我们将与新成立的Energy Transfer Corp LP(ETC)(ETC合并)合并。除其他事项外，诉讼寻求宣告性判决和禁令，阻止Energy Transfer因未能获得税务意见而终止或以其他方式规避其在ETE合并协议下的义务。
衡平法院协调了特别报价和税务意见诉讼。2016年5月20日，Energy Transfer被告在特别报价和税务意见诉讼中提出了修订的正面抗辩和经核实的反诉，指控我们违反了ETE合并协议，并要求除其他外，声明我们无权具体履行，Energy Transfer可以终止ETC合并，以及Energy Transfer有权获得$1.48十亿元的终止费。2016年6月24日，经过两天的审判，法院发布了一份备忘录意见和命令，驳回了我们在税务意见诉讼中提出的救济请求。法院没有就我们与特别优惠有关的索赔的实质内容或Energy Transfer的反索赔实质做出裁决。2016年6月27日，我们向特拉华州最高法院提起上诉，要求撤销并发回原判以寻求损害赔偿。2017年3月23日，特拉华州最高法院确认了衡平法院的裁决。2017年3月30日，我们向特拉华州最高法院提出重辩动议，2017年4月5日被驳回。
2016年9月16日，我们向大法官提交了修改后的起诉书，要求对被告违反ETE合并协议的行为进行损害赔偿。2016年9月23日，Energy Transfer向大法官法院提交了第二份经修订和补充的平权抗辩并核实了反诉，除其他外，要求支付#美元1.48因我们涉嫌违反ETE合并协议而产生的10亿美元终止费。2017年12月1日，法院批准了我们的动议，驳回了Energy Transfer的某些反诉，包括其要求支付$1.48十亿元的终止费。2017年12月8日，Energy Transfer提出重辩动议，但大法官法院于2018年4月16日驳回了该动议。审判于2021年5月10日至5月17日举行。2021年12月29日，法院作出了对我们有利的判决，数额为#410百万美元，外加按合同利率计算的利息，以及我们合理的律师费和开支。2022年9月21日，法院作出最终命令和判决，判给我们终止费、律师费、
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备注(续)
目录表
开支及利息为$602从2022年9月17日开始，再加上额外的利息。能源转移公司已向特拉华州最高法院提出上诉。
环境问题
我们参与了不同阶段的某些环境活动，包括评估研究、清理行动和/或某些地点的补救程序，其中一些地点目前并不属于我们。我们正在与其他可能负责任的各方、美国环境保护局(EPA)或其他政府当局协调努力，监测这些地点。在其中一些活动中，我们与无关的第三方一起承担连带责任，而在其他活动中，我们单独承担责任。我们的某些子公司已被确定为各种超级基金和州垃圾处理场的潜在责任方。此外，这些子公司已经或据称已经承担了环境法规定的各种其他危险物质清除或补救义务。截至2022年9月30日，我们的应计负债总额为32一百万美元用于这些事项，如下所述。对最有可能的清理成本的估计通常基于完成的评估研究、初步研究结果或我们在其他类似清理行动中的经验。截至2022年9月30日，某些评估研究仍在进行中，最终结果可能会对最有可能的成本产生不同的估计。因此，实际产生的成本将取决于在这些地点发现的最终污染量、类型和程度，环境保护局或其他政府当局规定的最终清理标准，以及其他因素。
环保局和各州监管机构定期提出和颁布新规则，并对现有规则发布更新的指导意见。这些规则的制定包括但不限于往复式内燃机和内燃机最大可实现控制技术的规则、国家环境空气质量标准的审查和更新，以及挥发性有机化合物和甲烷的新的和现有的源性能标准的规则。我们不断监测这些监管变化以及它们可能如何影响我们的运营。实施新的或修改的法规可能会对我们的运营造成影响，并增加增加财产、厂房和设备--网络在我们的受影响地区新建和现有设施的综合资产负债表中；然而，由于监管机构对最终规则内容和适用时间框架的不确定性，我们目前无法合理估计这些监管影响的成本。
持续运营
我们的州际天然气管道参与了与多氯联苯、汞和其他危险物质的某些设施和地点相关的补救活动。这些活动涉及美国环保局和各州环境当局，因此我们被认定为各种超级基金废弃场的潜在责任方。截至2022年9月30日，我们的应计负债为4百万美元用于支付这些费用。我们预计这些成本将可通过差饷收回。
我们还应计天然气地下储存设施的环境修复费用，主要与土壤和地下水污染有关。截至2022年9月30日，我们的应计负债总额为$10百万美元用于支付这些费用。
以前的行动
对于我们不再运营的资产和业务，我们有潜在的义务。这些潜在的义务包括在联邦和州环境主管部门的指导下进行的补救活动，以及对某些此类资产和企业的购买者在完成出售时存在的环境和其他责任进行赔偿。我们的责任与下文所述资产和业务的运营有关。
•前农业化肥和化工业务以及前石油和炼油零售业务；
•原石油产品和天然气管道；
•原炼油设施；
30


备注(续)
目录表
•原勘探、生产、采矿作业；
•前电力和天然气营销和交易业务。
截至2022年9月30日，我们已累计环境负债#美元。18与这些问题相关的百万美元。
其他资产剥离赔偿
根据与剥离的业务及资产有关的各项买卖协议，吾等已就若干买家因收购吾等的业务及资产而招致的法律责任作出赔偿。向购买者提供的赔偿是销售交易中的惯例，取决于购买者所承担的债务，否则这些债务不能向第三方追回。赔偿一般涉及违反保修、税收、历史诉讼、人身伤害、财产损失、环境问题、通行权和我们提供的其他陈述。
于2022年9月30日，除先前披露者外，吾等并不知悉有任何涉及上述弥偿的重大索偿；因此，吾等预期根据销售协议提供的任何弥偿不会对吾等未来的财务状况产生重大影响。未来对我们提出的任何赔偿要求可能会对我们在提出索赔期间的经营结果产生实质性的不利影响。
除上述事项外，与我们的业务相关的针对我们的其他诉讼仍在进行中，预计这些诉讼都不会对我们未来预期的年度运营业绩、流动资金和财务状况产生重大影响。
摘要
吾等已就上述若干事项披露我们估计的合理可能亏损范围，以及我们无法合理估计可能亏损范围的所有重大事项。我们估计，对于我们能够合理估计亏损范围的所有其他事项，除了应计金额之外，我们合理可能的亏损总额对我们未来预期的年度运营业绩、流动性和财务状况并不重要。这些计算没有考虑来自第三方的任何潜在回收。
附注12-分部披露
我们的可报告部门包括传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气和NGL营销服务。所有剩余的业务活动都包括在其他项目中。(见注1-总则、业务说明及呈报基础。)。
绩效测评
我们根据以下指标评估部门的运营业绩修改后的EBITDA。这一指标代表了我们内部财务报告的基础，也是我们的首席运营决策者在衡量业绩和在我们的可报告部门之间分配资源时使用的主要业绩指标。网段间服务收入主要代表为我们的营销业务提供的运输服务，以及为我们的石油和天然气资产提供的收集服务。网段间产品销售主要代表将我们天然气加工厂的NGL以及我们的石油和天然气资产出售给我们的营销业务。
我们定义修改后的EBITDA详情如下：
•前净收益(亏损)：
◦所得税拨备(福利)；
◦发生的利息，扣除资本化的利息后的净额；
◦权益收益(亏损)；
31


备注(续)
目录表
◦其他投资收益(亏损)--净额；
◦折旧和摊销费用；
◦与非监管业务的资产报废债务相关的增值费用。
•这一措施进一步调整，以包括我们的比例份额(基于所有权权益)修改后的EBITDA从我们按照上述定义计算的权益法投资中扣除。
下表反映了以下各项的对账修改后的EBITDA至净收益(亏损)正如我们的综合收益表所报告的那样。
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
按细分市场修改的EBITDA：
传输与墨西哥湾$638 $630 $1,987 $1,936 
东北宝洁464 442 1,332 1,253 
西337 257 885 702 
天然气和天然气营销服务(1)20 (262)(249)(161)
其他140 38 284 91 
1,599 1,105 4,239 3,821 
与非监管业务的资产报废债务相关的增值费用
(12)(12)(36)(33)
折旧及摊销费用(500)(487)(1,504)(1,388)
权益收益(亏损)193 157 492 423 
其他投资收益(亏损)-净额1 2 4 6 
权益法投资的比例修正EBITDA(273)(247)(748)(702)
利息支出(291)(292)(858)(884)
(拨备)所得税优惠(96)(53)(169)(313)
净收益(亏损)
$621 $173 $1,420 $930 
_____________
(1)    修改后的EBITDA截至2022年9月30日的三个月和九个月，包括费用$64百万美元和美元76百万美元与我们库存的成本或可变现净值调整的较低相关。这些指控反映在产品销售和产品成本在我们的综合损益表中。
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备注(续)
目录表
下表反映了以下各项的对账细分市场收入至总收入正如我们的综合收益表所报告的那样。
传输
&墨西哥湾		东北宝洁西天然气和天然气营销服务(1)其他淘汰总计
(百万)
截至2022年9月30日的三个月
细分市场收入：
服务收入
外部$880 $408 $393 $1 $3 $— $1,685 
内部30 9 32 — 3 (74)— 
总服务收入910 417 425 1 6 (74)1,685 
总服务收入--商品价格11 2 47 — — — 60 
产品销售
外部78 11 61 1,079 31 — 1,260 
内部43 29 184 (195)207 (268)— 
产品总销售额121 40 245 884 238 (268)1,260 
商品衍生品的净收益(亏损)
已实现— — (9)54 (58)— (13)
未实现1 — — (1)29 — 29 
商品衍生品净收益(亏损)合计(2)1 — (9)53 (29)— 16 
总收入$1,043 $459 $708 $938 $215 $(342)$3,021 
截至2021年9月30日的三个月
细分市场收入：
服务收入
外部$812 $390 $300 $— $4 $— $1,506 
内部24 9 20 — 4 (57)— 
总服务收入836 399 320 — 8 (57)1,506 
总服务收入--商品价格13 (1)52 — — — 64 
产品销售
外部54 (1)13 1,183 47 — 1,296 
内部34 20 164 51 64 (333)— 
产品总销售额88 19 177 1,234 111 (333)1,296 
商品衍生品的净收益(亏损)
已实现— — (18)(58)(6)— (82)
未实现— — — (294)(15)— (309)
商品衍生品净收益(亏损)合计(2)— — (18)(352)(21)— (391)
总收入$937 $417 $531 $882 $98 $(390)$2,475 
33


备注(续)
目录表
传输
&墨西哥湾		东北宝洁西天然气和天然气营销服务(1)其他淘汰总计
(百万)
截至2022年9月30日的9个月
细分市场收入：
服务收入
外部$2,563 $1,178 $1,073 $2 $12 $— $4,828 
内部88 30 66 — 10 (194)— 
总服务收入2,651 1,208 1,139 2 22 (194)4,828 
总服务收入--商品价格54 12 157 — — — 223 
产品销售
外部187 24 111 3,073 80 — 3,475 
内部147 86 573 (349)442 (899)— 
产品总销售额334 110 684 2,724 522 (899)3,475 
商品衍生品的净收益(亏损)
已实现— — (23)(18)(104)— (145)
未实现1 — — (357)10 — (346)
商品衍生品净收益(亏损)合计(2)1 — (23)(375)(94)— (491)
总收入$3,040 $1,330 $1,957 $2,351 $450 $(1,093)$8,035 
截至2021年9月30日的9个月
细分市场收入：
服务收入
外部$2,445 $1,101 $857 $2 $13 $— $4,418 
内部48 29 51 — 10 (138)— 
总服务收入2,493 1,130 908 2 23 (138)4,418 
总服务收入--商品价格34 4 126 — — — 164 
产品销售
外部141 11 43 2,912 122 — 3,229 
内部81 64 398 137 94 (774)— 
产品总销售额222 75 441 3,049 216 (774)3,229 
商品衍生品的净收益(亏损)
已实现— — (25)(93)(6)— (124)
未实现— — — (297)(20)— (317)
商品衍生品净收益(亏损)合计(2)— — (25)(390)(26)— (441)
总收入$2,749 $1,209 $1,450 $2,661 $213 $(912)$7,370 
_____________
(1)    见注1--总则、业务说明和列报依据。
(2)    我们按公允价值记录符合衍生工具资格的交易，其公允价值变动在变动期内的收益中确认，并被描述为未实现收益或亏损。为能源交易目的持有的衍生品的损益在收入净值基础上列报。
34


目录表
项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
一般信息
我们是一家致力于在提供安全输送天然气产品的基础设施方面处于领先地位的能源公司，以可靠地为清洁能源经济提供燃料。我们的业务位于美国。
我们的州际天然气管道战略是通过向大型和不断增长的市场提供高质量、低成本的天然气运输，最大限度地利用我们的管道能力来创造价值。我们的天然气管道业务的州际运输和储存活动受到FERC的监管，因此，我们在州际商业中运输天然气的费率和收费，以及延长、扩大或放弃司法设施和会计等，都受到监管。费率主要是通过FERC的费率制定过程确定的，但我们也可以根据我们的关税和FERC政策的条款与客户谈判费率。商品价格和运输量的变化对这些收入的短期影响有限，因为大部分服务成本是通过运输费率中的固定运力预订费收回的。
我们中游业务的持续战略是安全可靠地运营大型中游基础设施，在这种基础设施中，我们的资产可以得到充分利用，并降低单位成本。我们专注于通过为客户提供高度可靠的服务来始终如一地吸引新业务。这些服务包括天然气收集、加工、处理、压缩和储存、天然气分馏、运输和储存、原油生产装卸和运输，以及天然气、原油和天然气的营销服务。
与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致，我们的业务在以下可报告的细分市场中进行、管理和展示：传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气和NGL营销服务。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包括在其他。我们的可报告部门包括以下业务：
•传输与墨西哥湾公司由我们的州际天然气管道和Transco和西北管道内的免费天然气储存设施组成，以及墨西哥湾沿岸地区的天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产，其中包括Gulfstar One(合并后的VIE)51%的权益，湾流公司50%的股权投资，以及Discovery公司60%的股权方法投资。传输和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部提供服务的天然气储存设施和管道。
•东北G&P包括我们主要在宾夕法尼亚州和纽约的马塞卢斯页岩地区以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区的中游采集、加工和分离业务，以及我们在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州运营的东北合资企业(合并后的VIE)65%的权益，在俄亥俄州运营的Cardinal(合并后的VIE)66%的权益，对Laurel Mountain进行的69%的股权方法投资，对Blue racer和Appalchia Midstream Investments的50%的股权投资。一家全资子公司，拥有股权法投资，在马塞卢斯页岩地区的多个天然气收集系统中平均拥有约66%的权益。
•West由我们在科罗拉多州和怀俄明州落基山地区、得克萨斯州中北部巴尼特页岩区、得克萨斯州南部鹰福特页岩区、得克萨斯州东部和路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩区以及包括阿纳达科和二叠纪盆地在内的中大陆地区的天然气收集、加工和处理业务组成。这部分还包括我们的NGL储存设施，在堪萨斯州康威附近的NGL分馏塔中拥有50%的完整权益，Oppl的50%的权益，RMM的50%的权益，Targa Train 7的20%的权益，以及Braos Permian II，LLC的15%的权益。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
•天然气和天然气营销服务包括我们在2022年1月1日之前在西区报告的天然气和天然气营销和交易业务，以及在2021年收购Sequent时收购的业务。这一领域包括风险管理以及天然气在战略资产上的储存和运输，包括我们的Transco系统。
分红
202年9月，我们定期支付了每股0.425美元的季度股息。
截至2022年9月30日的9个月概览
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。在截至2022年9月30日的9个月中，增加了4.85亿美元 与截至2021年9月30日的九个月相比，反映出来自基于大宗商品的采集和加工率的服务收入增加以及采集量增加的好处，包括来自西方的Trace收购以及Transco于2021年12月投入使用的Leidy South项目，来自上游业务的更高收益与更高的价格和更大的运营规模、更高的商品利润率、更高的股权收益以及由于债务偿还而产生的有利利息支出有关。这些有利影响被商品衍生品未实现净亏损1200万美元的不利变化、无形资产摊销增加、2021年冬季风暴URI没有带来7700万美元的有利影响、运营和维护费用增加以及销售、一般和行政费用增加(主要由Sequent收购引起)部分抵消。税收拨备得益于递延所得税资产估值免税额的释放和联邦所得税结算，以及我们估计的递延州所得税税率的降低。
我们的结果包括1200万美元的商品衍生品未实现净亏损的不利变化，这些衍生品在会计上没有被指定为套期保值。我们可以从对用于对冲基础运输和储存营销组合的部分经济价值以及上游相关生产的衍生品所需的公允价值会计中体验到显著的收益波动。然而，未实现的公允价值计量损益一般由标的生产或合同的经济价值的估值变化所抵消，直到标的交易发生时才予以确认。
以下对经营结果、财务状况和流动性的讨论和分析应与我们的合并财务报表及其在本10-Q表和我们于2022年5月2日提交的8-K表的附件99.1中的附注一起阅读。
最新发展动态
航迹采集
2022年4月29日，我们完成了对Gemini Arklatex，LLC的100%收购，通过这笔交易，我们以9.72亿美元收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和TRACE Midstream的相关资产，交易完成后可能会进行调整。收购TRACE的目的是将我们的足迹扩展到德克萨斯州东部的海恩斯维尔页岩地区，扩大全国最大增长盆地之一的盆地内规模。
购买德克萨斯州北部资产
2022年8月31日，我们从NorTex Midstream Holdings，LLC手中以约4.24亿美元的价格收购了德克萨斯州北部的一组资产，主要是天然气储存设施和管道。这些资产包括在传输和墨西哥湾部分。
西北管道FERC费率和解立案
2022年8月26日，西北管道向FERC提交了一份请愿书，要求批准一项规定和和解协议，该协议建立了一个新的一般制度固定费率，将于2023年1月1日生效，解决其他费率问题，建立现代化和减排计划，并满足其费率立案
36


管理层的讨论与分析(续)
目录表
义务。和解协议中包括的条款包括，可以在2026年1月1日之后提起新的费率诉讼，并且必须在2028年4月1日之前提起一般费率诉讼，才能使费率生效。
公司展望
我们的战略是提供大规模、可靠和清洁的能源基础设施，旨在最大限度地利用美国现有的大量天然气和天然气产品供应创造的机会。我们通过将对清洁燃料和原料日益增长的需求与我们在主要天然气和天然气产品供应盆地的主要地位联系起来，实现了这一目标。我们继续坚定地致力于安全、环境管理，包括寻求可再生能源企业的机会、卓越的运营和客户满意度。我们相信，实现这些目标将使我们能够为客户提供安全、可靠、清洁的能源服务，并为我们的股东带来诱人的回报。我们2022年的业务计划包括继续关注收益和现金流增长。
2022年，我们的经营业绩预计将受益于海恩斯维尔和俄亥俄河谷中游地区更高的大宗商品价格和销量增长。我们还预计Transco扩张项目、我们上游石油和天然气资产的开发以及最近完成的对Trace的收购将带来增长。这些增长被我们的天然气和天然气营销服务业务在2021年冬季风暴URI期间没有获得有利业绩以及布拉德福德供应中心预期业绩下降所部分抵消，这主要是由于年度服务合同成本重新确定导致采集率降低所致。
我们寻求保持强大的财务状况和流动性，并管理安全、清洁和可靠的多元化能源基础设施资产组合，继续为美国的关键成长型市场和供应池提供服务。我们2022年的增长资本和投资支出预计在12.5亿美元至13.5亿美元之间，其中不包括收购以及收购NorTex Asset的约15亿美元的总收购和后续支出。2022年的增长资本支出，不包括收购和NorTex Asset收购，主要包括Transco扩张，所有这些都与确定的运输协议、支持东北G&P业务的项目以及在西海湾地区的扩张完全签订了合同。我们还预计将投资于我们上游石油和天然气资产的开发。除了增长资本和投资支出外，我们还将继续致力于维护我们的资产以实现安全可靠运营的项目，以及符合法律、法规和/或合同承诺的项目。
可能影响我们计划执行的潜在风险和障碍包括：
•新冠肺炎导致全球经济衰退的持续负面影响，可能导致金融市场和大宗商品价格下滑，并影响对天然气及相关产品的需求；
•反对和影响我们的基础设施项目的法规，包括延误或拒绝我们的项目所需的许可和批准的风险；
•交易对手信用和履约风险；
•资本支出意外大幅增加或基本建设项目执行出现延误，包括供应链中断造成的延误；
•客户钻探和生产活动的意外变化，可能对采集量和加工量产生负面影响；
•天然气和天然气产品需求低于预期，可能导致产量、能源商品价格和利润率低于预期；
•总体经济、金融市场或行业衰退，包括通胀和利率上升；


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管理层的讨论与分析(续)
目录表
•对设施的有形损害，包括与天气有关的事件对近海设施的损害；
•第一部分第1A项所列的其他风险。在我们于2022年2月28日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的风险因素，以及第二部分第1A项中的披露补充了这些风险因素。在随后的10-Q表格季度报告中的风险因素。
扩建项目
我们正在进行的主要扩建项目包括：
传输与墨西哥湾
区域能源获取
2021年3月，我们向FERC提交了一份申请，要求扩大Transco现有的天然气传输系统，以提供从宾夕法尼亚州东北部的接收点到宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州的多个传送点的增量稳固运输能力。我们计划最早在2024年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加829Mdth/d的产能。
南区可靠性增强
2022年5月，我们向FERC提交了该项目的申请，这是Transco现有天然气传输系统的增量扩展，以提供从弗吉尼亚州和北卡罗来纳州的接收点到北卡罗来纳州的交货点的稳定运输能力。我们计划最早在2024/2025年冬季供暖季节投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加423Mdth/d的产能。
德克萨斯州至路易斯安那州能源通道
2022年8月，我们向FERC提交了该项目的申请，其中涉及扩展Transco现有的天然气传输系统，以提供从德克萨斯州南部的接收点到德克萨斯州和路易斯安那州的交货点的增量稳固运输能力。我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将通过增加运力、将可中断运力转换为固定运力和利用现有运力相结合，提供364Mdth/d的新固定运输服务。
东南能源连接器
2022年8月，我们向FERC提交了该项目的申请，这是Transco现有天然气传输系统的扩展，以提供从密西西比州和阿拉巴马州的接收点到阿拉巴马州的交货点的增量稳固运输能力。我们计划在2025年第四季度投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加150Mdth/d的产能。
英联邦能源连接器
2022年8月，我们向FERC提交了该项目的申请，该项目涉及扩大Transco现有的天然气传输系统，以在弗吉尼亚州提供额外的固定运输能力。我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加105Mdth/d的产能。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
西
路易斯安那州能源门户
2022年6月，我们宣布打算建设新的天然气收集资产，预计将收集海恩斯维尔页岩盆地生产的1.8Bcf/d天然气，运往高端市场，包括Transco、工业市场和墨西哥湾沿岸不断增长的液化天然气出口需求。该项目预计将于2024年底投入使用。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表

经营成果
综合概述
下表和讨论汇总了截至2022年9月30日的三个月和九个月的综合运营结果，以及截至2021年9月30日的三个月和九个月的综合运营结果。在这一综合概览讨论之后，将进一步详细讨论各分部的业务结果。
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
20222021$CHANGE*更改百分比*20222021$CHANGE*更改百分比*
(百万)(百万)
收入：
服务收入$1,685 $1,506 +179 +12 %$4,828 $4,418 +410 +9 %
服务收入--商品考虑因素
60 64 -4 -6 %223 164 +59 +36 %
产品销售1,260 1,296 -36 -3 %3,475 3,229 +246 +8 %
商品衍生品的净收益(亏损)16 (391)+407 NM(491)(441)-50 -11 %
总收入3,021 2,475 8,035 7,370 
成本和支出：
产品成本990 1,043 +53 +5 %2,650 2,672 +22 +1 %
加工商品费用净额29 28 -1 -4 %99 67 -32 -48 %
运营和维护费用
486 409 -77 -19 %1,345 1,148 -197 -17 %
折旧及摊销费用
500 487 -13 -3 %1,504 1,388 -116 -8 %
销售、一般和管理费用
163 152 -11 -7 %477 389 -88 -23 %
其他(收入)费用-净额
33 1 -32 NM14 12 -2 -17 %
总成本和费用2,201 2,120 6,089 5,676 
营业收入(亏损)820 355 1,946 1,694 
权益收益(亏损)193 157 +36 +23 %492 423 +69 +16 %
其他投资收益(亏损)-净额
1 2 -1 -50 %4 6 -2 -33 %
利息支出(291)(292)+1 — %(858)(884)+26 +3 %
其他收入(支出)-净额
(6)4 -10 NM5 4 +1 +25 %
所得税前收入(亏损)
717 226 1,589 1,243 
减去：所得税拨备(福利)96 53 -43 -81 %169 313 +144 +46 %
净收益(亏损)621 173 1,420 930 
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)21 8 -13 -163 %40 35 -5 -14 %
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。$600 $165 $1,380 $895 
*+=有利的变化；-=不利的变化；NM=由于符号变化、零值分母或大于200的百分比变化，百分比计算没有意义。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
服务收入增长主要是由于有利的大宗商品价格和我们某些西部和东北部G&P业务的年度合同率上升导致采集率上升，采集量增加，包括收购TRACE，与Leidy South扩建项目相关的运输费收入增加，该项目于2021年12月在Transco全面投入使用，以及可报销电力和存储成本增加，这些成本在运营和维护费用.
产品销售减少主要是由于将2022年遗留天然气营销收入与相关成本进行净额结算的影响(见附注1-一般、业务说明和合并财务报表附注列报基础)。由于我们作为天然气和NGL营销服务部门的天然气营销客户的代理，我们的天然气营销产品销售额是扣除这些活动的相关成本后列报的，包括2022年成本降低或对我们的天然气营销储存库存进行可变现净值调整。其他不利影响包括市场营销和权益NGL销售量下降。这些下降被更高的市场销售价格、与我们其他部门的上游业务相关的更高的销售价格和销量、与我们的权益NGL销售相关的更高的销售价格以及更高的其他产品销售所大大抵消。
商品衍生品的净收益(亏损)包括下列衍生工具的已实现和未实现损益总收入。这一有利变化主要反映了我们的天然气和NGL营销服务部门与衍生合同相关的净收益。
产品成本减少主要是由于将2022年遗留天然气营销收入与相关成本实现净额计算的影响。此减幅被以下因素部分抵销：价格、销量上升，以及2022年与我们的NGL营销活动相关的成本或可变现净值库存调整的下降，与作为与我们股权NGL生产活动相关的商品对价收购的数量相关的NGL价格上升，以及其他产品成本上升。
净额为服务收入--商品考虑因素, 产品销售, 产品成本，与产品销售相关的商品衍生品的净已实现损益，以及已实现的加工商品费用净额构成我们的商品利润率。然而，已实现产品净销售额在我们的其他部门，反映了上游相关生产的销售额减去相关的已实现损益，不包括在我们的商品利润率.
运营和维护费用增加的主要原因是运营成本增加，包括可报销的电力和存储成本增加，这些费用在#年被大量抵消服务收入，与上游业务相关的更高费用，以及与Transco的Leidy South扩建项目相关的成本增加，该项目于2021年12月投入使用。
折旧及摊销费用增长主要是由于在Sequent和Trace收购中收购的无形资产的摊销，但被我们西区某些退役设施没有2021年折旧所部分抵消。
销售、一般和管理费用增加的主要原因是与员工相关的费用增加。
其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)不利的变化主要是由于与Eminence储藏室废弃有关的亏损，以及与Transco的估计递延州所得税税率下降相关的监管费用。
权益收益(亏损)变化有利，主要是由于月桂山的增加。
所得税拨备(福利)不利的变化主要是由于较高的税前收入，部分被与我们对国家递延所得税税率的估计降低相关的利益所抵消。关于两个时期的有效税率与联邦法定税率的比较，见附注5--合并财务报表附注的所得税拨备(福利)。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
服务收入增长主要是由于有利的大宗商品价格以及我们某些西部和东北部G&P业务的年度合同率上升导致采集率和加工率上升，采集量增加，包括收购TRACE，与Leidy South扩建项目相关的运输费收入增加，该项目于2021年12月在Transco全面投入使用，以及可报销电力和存储成本增加，这些成本在运营和维护费用.
服务收入--商品考虑因素增长主要是由于NGL价格上涨。这些收入代表我们以商品形式收到的对价，作为提供加工服务的全额或部分付款。这些NGL数量中的大部分是在处理的月份内销售的，因此在产品成本下面。
产品销售增长主要是由于营销销售价格和销量上升，包括与2021年第三季度收购Sequent相关的增长，与我们其他部门的上游业务相关的更高的销售价格和销量，与我们的股权NGL销售活动相关的更高的销售价格，以及更高的其他产品销售额。这些增长被2022年遗留天然气营销收入净额与相关成本的影响大大抵消，包括2022年天然气营销库存成本或可变现净值调整的降低(见附注1-一般、业务描述和综合财务报表附注列报基础)，以及与2021年冬季风暴URI恶劣冬季天气没有有利影响相关的天然气营销销售价格下降。
中国的不利变化商品衍生品的净收益(亏损)主要反映较高的已实现净亏损，但被与我们其他部门的衍生品合约相关的未实现净收益和亏损的有利变化所抵消。这一变化还反映了较低的已实现净亏损，但被我们天然气和天然气营销服务部门与衍生品合同相关的较高未实现净亏损所抵消。
产品成本减少主要是由于将2022年遗留天然气营销收入与相关成本实现净额计算的影响。此减幅被以下因素部分抵销：价格、销量上升，以及2022年与我们的NGL营销活动相关的成本或可变现净值库存调整的下降，与作为与我们股权NGL生产活动相关的商品对价收购的数量相关的NGL价格上升，以及其他产品成本上升。
加工商品费用净额增长主要是由于与我们的权益NGL生产活动相关的天然气购买的已实现净价格上升，但与这些购买相关的商品衍生品未实现净收益的有利变化部分抵消了这一增长。这些来自大宗商品衍生品的净收益包括我们西部部门的已实现收益和我们的天然气和天然气营销部门的未实现收益。
运营和维护费用增加的主要原因是运营成本上升，包括可报销的电力和存储成本增加，这些成本在#年被大幅抵消服务收入，与上游运营相关的更高费用，与Transco于2021年投入使用的Leidy South扩建项目相关的成本增加，以及与员工相关的更高支出。
折旧及摊销费用增加的主要原因是在Sequent和Trace收购中获得的无形资产的摊销，以及Transco与ARO修订相关的折旧增加(抵消其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)因此不会对我们的经营业绩造成净影响)，但被我们西区某些退役设施没有2021年折旧所部分抵消。
销售、一般和管理费用增加的主要原因是与员工相关的费用和其他一般费用增加，主要原因是收购Sequent以及收购Trace的成本增加。
其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)不利的变化主要是由于与Eminence储藏库废弃有关的损失，以及与Transco估计的递延州所得税税率下降相关的监管费用，但被ARO折旧的递延抵消(抵消于折旧及摊销费用因此不会对我们的运营结果产生净影响)。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
权益收益(亏损)有利的变化主要是由于月桂山和RMM的增长，但被阿巴拉契亚中游投资的减少所抵消。
利息支出变化有利，主要是由于票据提前退役(见附注8-综合财务报表附注的债务和银行安排)。
所得税拨备(福利)有利的变化主要是由于与发放估值津贴相关的好处，与我们降低州递延所得税税率估计相关的好处，以及联邦结算，部分被较高的税前收入抵消。关于两个时期的有效税率与联邦法定税率的比较，见附注5--合并财务报表附注的所得税拨备(福利)。
期间-期间经营业绩--分部
我们根据以下指标评估部门的运营业绩修改后的EBITDA。附注12-合并财务报表附注的分段披露包括这项非GAAP措施的对账，以净收益(亏损)。管理用途修改后的EBITDA因为它是投资者用来比较公司业绩的一个公认的财务指标。此外，管理层认为，这项措施为投资者提供了一个更好的视角，了解我们资产的经营业绩。修改后的EBITDA不应单独考虑，或作为按照公认会计原则编制的业绩衡量标准的替代品。
传输与墨西哥湾
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
服务收入$910 $836 $2,651 $2,493 
服务收入–商品对价
11 13 54 34 
产品销售121 88 334 222 
衍生工具未实现净收益(亏损)1 — 1 — 
细分市场收入1,043 937 3,040 2,749 
产品成本(120)(89)(329)(223)
加工商品费用净额(2)(4)(23)(10)
其他细分市场成本和支出(333)(259)(844)(718)
权益法投资的比例修正EBITDA50 45 143 138 
变速箱和墨西哥湾改进型EBITDA$638 $630 $1,987 $1,936 
商品利润率$10 $8 $36 $23 
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
变速箱和墨西哥湾改进型EBITDA增加的主要原因是有利的改为服务收入，基本上被更高的其他分部成本和支出。
服务收入增长主要是由于：
•Transco天然气运输和储存收入增加4,300万美元，主要与Leidy South扩建项目于2021年12月全面投入使用和自2022年第二季度起生效的更高储气费率有关，并受益于可报销电力成本的增加，但被以下所反映的电费类似变化所抵消其他细分市场成本和支出.
•东墨西哥湾沿岸地区增加2,400万美元，主要是由于2021年由于生产商运营问题和与天气有关的事件而没有临时关闭，导致销量增加。
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管理层的讨论与分析(续)
目录表
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是运营成本增加，包括可报销的电力费用和储存费用增加，这些费用被#中反映的电费报销和储存收入的类似变化所抵消服务收入；与Eminence储藏库废弃有关的亏损；主要与Transco的一般维护有关的维护成本增加；与Transco的估计递延州所得税税率降低相关的监管费用；以及与Leidy South扩建项目相关的成本。
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
变速箱和墨西哥湾改进型EBITDA增加的主要原因是有利的变化服务收入和商品利润率，部分被更高的其他分部成本和支出。
服务收入增长主要是由于：
•Transco天然气运输和储存收入增加1.34亿美元，主要与Leidy South扩建项目于2021年12月全面投入使用和2022年第二季度起生效的更高储气费率有关，并受益于可报销电力成本的增加，这一增幅被以下所反映的电费类似变化所抵消其他细分市场成本和支出以及更高的短期公司运输、总体需求和大宗商品收入。
•东墨西哥湾沿岸地区增加1,900万美元，主要是由于2021年由于生产商运营问题和与天气有关的事件而没有临时关闭的产量增加，但被Gulfstar One的产量减少部分抵消，这主要是由于自然下降导致产量下降。
商品利润率与我们的权益NGL相关的NGL增加了1,000万美元，主要是由于有利的NGL销售价格，但与我们的权益NGL生产活动相关的天然气采购价格上涨部分抵消了这一增长。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是运营成本增加，包括可报销的电力费用和储存费用增加，这些费用被#中反映的电费报销和储存收入的类似变化所抵消服务收入；与Leidy South扩建项目相关的成本；主要与Transco和墨西哥湾沿岸地区的一般维护有关的维护成本增加；与员工相关的成本增加；与Eminence储藏室废弃相关的损失；以及与Transco的估计递延州所得税税率下降相关的监管费用。这些增长被Transco与ARO相关的折旧延期的有利变化部分抵消。
44


管理层的讨论与分析(续)
目录表
东北宝洁
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
服务收入$417 $399 $1,208 $1,130 
服务收入–商品对价
2 (1)12 4 
产品销售40 19 110 75 
细分市场收入459 417 1,330 1,209 
产品成本(39)(19)(110)(77)
加工商品费用净额— (1)(2)(1)
其他细分市场成本和支出(138)(130)(392)(368)
权益法投资的比例修正EBITDA182 175 506 490 
东北G&P改进型EBITDA$464 $442 $1,332 $1,253 
商品利润率$3 $(2)$10 $1 
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
东北G&P改进型EBITDA增长主要是由于更高的服务收入以及更高的权益法投资的比例修正EBITDA，部分被更高的其他细分市场成本和支出.
服务收入增长主要是由于东北合资公司收入增加1600万美元，主要是由于采集和加工量增加以及加工率提高所致。Susquehanna Supply Hub较高的费率和Utica页岩地区较高的服务成本费率被较低的产量大大抵消。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是业务费用增加，包括电费和燃料费增加，但可偿还收入部分抵消了这一费用。
权益法投资的比例修正EBITDA由于大宗商品采集率较高和MVC收入增加，Laurel Mountain的采集率有所增加，但阿巴拉契亚中游投资的减少部分抵消了这一增长，主要是由于年度服务合同成本重新确定导致采集率较低。
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
东北G&P改进型EBITDA增长主要是由于更高的服务收入以及更高的权益法投资的比例修正EBITDA，部分被更高的其他细分市场成本和支出.
服务收入增长主要是由于：
•东北合资企业的收入增加了3600万美元，主要是由于采集量和加工量增加以及加工率提高；
•Susquehanna Supply Hub的收入增加1500万美元，主要原因是年度采集率上升导致采集率提高，但采集量下降部分抵消了这一增长；
•尤蒂卡页岩地区收入增加1200万美元，主要原因是年度服务合同费用重新确定导致采集率提高；
•与可偿还费用相关的收入增加1200万美元，但因下列费用的类似变化而被抵销其他分部成本和支出。
45


管理层的讨论与分析(续)
目录表
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是业务费用增加，包括电费和燃料费增加，但可偿还收入部分抵消了这一费用。
权益法投资的比例修正EBITDA由于大宗商品采集率较高和MVC收入增加，Laurel Mountain的采集率有所增加，但阿巴拉契亚中游投资的减少部分抵消了这一增长，主要是由于年度服务合同成本重新确定导致采集率较低。
西
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(百万)
服务收入$425 $320 $1,139 $908 
服务收入--商品考虑因素47 52 157 126 
产品销售245 177 684 441 
商品衍生品服务收入已实现净收益(亏损)(10)(4)(15)(4)
商品衍生产品销售的已实现净收益(亏损)1 (14)(8)(21)
商品衍生品已实现净收益(亏损)(9)(18)(23)(25)
细分市场收入708 531 1,957 1,450 
产品成本(238)(170)(667)(411)
加工商品费用净额(28)(24)(91)(57)
其他细分市场成本和支出(146)(107)(413)(354)
权益法投资的比例修正EBITDA41 27 99 74 
West修改后的EBITDA$337 $257 $885 $702 
商品利润率$27 21 $75 $78 
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
West修改后的EBITDA增长主要是由于更高的服务收入和权益法投资的比例修正EBITDA，部分被更高的其他细分市场成本和支出.
服务收入增长主要是由于：
•海恩斯维尔页岩地区增加5900万美元，主要与采集量增加有关，包括通过收购TRACE(见附注3-收购合并财务报表附注) 2022年4月，以及有利的大宗商品定价推动的更高采集率；
•Barnett页岩地区增加了4,000万美元，主要是由于有利的大宗商品价格推动了更高的采集率。
我们股权NGL的产品利润率增加了500万美元，主要是由于已实现商品净销售价格上升，但与我们股权NGL生产活动相关的天然气购买已实现净价格上升以及非乙烷销售量下降部分抵消了这一影响。其他产品的利润率增加了600万美元，这主要是由于收购了TRACE。营销利润率下降了500万美元。
46


管理层的讨论与分析(续)
目录表
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是与收购TRACE有关的运营费用增加，以及压缩机电力和燃料成本增加，以及2021年资产出售没有收益。
权益法投资的比例修正EBITDA增长的主要原因是RMM的大宗商品价格和交易量上升，以及Oppl的交易量增加。
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
West修改后的EBITDA增长主要是由于更高的服务收入和权益法投资的比例修正EBITDA，部分被更高的其他分部成本和支出。
服务收入增长主要是由于：
•海恩斯维尔页岩地区增加1.27亿美元，主要是由于采集量增加，包括收购TRACE，以及有利的大宗商品定价推动采集率提高；
•Barnett页岩地区增加8800万美元，主要是由于有利的大宗商品价格推动了更高的采集率；
•Piceance地区增加1600万美元，主要是由于有利的大宗商品价格推动了更高的加工率；
•Eagle Ford页岩地区增加100万美元，主要是由于MVC收入增加、采集率上升和递延收入摊销增加，但产量下降基本上抵消了这一增长；部分抵消了
•由于瓦姆苏特地区MVC收入下降，收入减少了1100万美元。
营销利润率下降2100万美元，主要是由于2021年第一季度没有冬季风暴URI的有利影响。其他产品利润率增加了1300万美元，这主要是由于凝析油销售的增加和2022年对Trace的收购。我们股权NGL的产品利润率增加了500万美元，主要是由于已实现商品净销售价格上升，但部分被与我们股权NGL生产活动相关的天然气购买已实现净价格上升以及主要由于客户合同变更导致的销售量下降所抵消。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是与较高的电力和压缩机燃料成本相关的运营费用增加，2021年资产出售没有收益，公司配置增加，以及与2022年收购Trace相关的费用。
权益法投资的比例修正EBITDA增长的主要原因是RMM的产量和大宗商品价格以及Oppl的产量增加。
47


管理层的讨论与分析(续)
目录表
天然气和天然气营销服务
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
(百万)
服务收入$1 $— $2 $2 
产品销售884 1,234 2,724 3,049 
衍生工具已实现净收益(亏损)54 (58)(18)(93)
衍生工具未实现净收益(亏损)(1)(294)(357)(297)
商品衍生品的净收益(亏损)53 (352)(375)(390)
细分市场收入938 882 2,351 2,661 
加工商品费用净额内衍生工具未实现净收益(亏损)6 — 17 — 
产品成本(899)(1,130)(2,544)(2,802)
其他细分市场成本和支出(25)(14)(73)(20)
GAS和NGL营销服务修改后的EBITDA$20 $(262)$(249)$(161)
商品利润率$39 $46 $162 $154 
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
GAS和NGL营销服务修改后的EBITDA增加的主要原因是没有2021年衍生工具的未实现净亏损，但部分被更高的其他细分市场成本和支出和更低的商品利润率.
商品利润率减少700万美元，主要原因是：
•NGL营销利润率下降5500万美元，主要原因是：
◦3,800万美元产品销售已实现损益的不利变化；
◦与2022年第三季度成本或可变现净值库存调整减少有关的2200万美元费用；部分抵消
◦衍生工具的已实现净收益(亏损)为500万美元的有利变化。
•我们的天然气营销业务增加了4800万美元，其中8300万美元的天然气运输能力营销利润率由于有利的价差而增加，但被天然气储存营销利润率下降3500万美元部分抵消，这主要是由于2022年第三季度与成本或可变现净值库存调整相关的费用下降。
衍生工具未实现净收益(亏损)指在会计上未被指定为套期保值的衍生工具合约。与2021年相比，2021年的变化主要是由于2022年远期大宗商品价格相对于我们的对冲头寸的变化。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是与员工相关的成本增加。
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
GAS和NGL营销服务修改后的EBITDA减少主要是由于较高的其他细分市场成本和支出衍生工具的未实现净亏损较高，部分被较高的商品利润率.
48


管理层的讨论与分析(续)
目录表
商品利润率增加了800万美元，主要原因是：
•天然气营销利润率增加5600万美元，其中包括：
◦天然气运输能力营销利润率增加1.69亿美元，主要与2021年第三季度收购Sequent和2022年第三季度有利的价差有关；部分抵消了
◦与我们传统的天然气营销业务相关的5800万美元的减少，主要是由于2021年第一季度没有冬季风暴URI的有利影响；
◦2022年天然气储存营销利润率下降4,000万美元，主要原因是成本或可变现净值库存调整较低；以及
◦2022年的1500万美元费用与采购会计存货公允价值调整的剩余确认有关，这增加了存货的加权平均成本。
•我们的NGL营销利润率下降了4800万美元，主要原因是：
◦2,500万美元产品销售已实现收益的不利变化；
◦2022年与降低成本或可变现净值库存调整有关的费用2500万美元；部分抵消
◦衍生工具的已实现净收益(亏损)为200万美元的有利变化。
衍生工具未实现净收益(亏损)变化主要是由于2021年7月收购Sequent，以及与2021年相比，2022年远期大宗商品价格相对于我们的对冲头寸的变化。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是与收购Sequent有关的员工相关成本增加。
其他
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
(百万)
服务收入$6 $8 $22 $23 
产品销售238 111 522 216 
衍生工具已实现净收益(亏损)(58)(6)(104)(6)
衍生工具未实现净收益(亏损)29 (15)10 (20)
商品衍生品的净收益(亏损)(29)(21)(94)(26)
细分市场收入215 98 450 213 
其他细分市场成本和支出(75)(60)(166)(122)
其他修改后的EBITDA$140 $38 $284 $91 
已实现产品净销售额$180 $105 $418 $210 
49


管理层的讨论与分析(续)
目录表
截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月
其他修改后的EBITDA增长主要是由于我们的上游业务增加了1.05亿美元的业绩，其中包括：
•增加7500万美元已实现产品净销售额主要原因是已实现净商品价格上涨和新油井产量增加，但部分被商品价格的不利变化抵消衍生工具已实现净收益(亏损)由于大宗商品价格相对于我们的对冲头寸增加；
•4400万美元的有利变化衍生工具未实现净收益(亏损)由于远期商品价格相对于我们的对冲头寸的变化，以及与2021年相比，2022年对冲的生产量增加；部分抵消了
•增加1,400万美元其他细分市场成本和支出主要由于我们上游业务的规模扩大以及相关的财产税和生产税增加，这也受到大宗商品价格上涨的影响。
其他细分市场成本和支出还包括与2022年第三季度或有亏损应计费用相关的1100万美元费用。
截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月
其他修改后的EBITDA增长主要是由于我们上游业务的业绩增加了1.9亿美元，其中包括：
•增加2.08亿美元已实现产品净销售额主要是由于2022年第二季度和第三季度已实现商品净价格较高，但因2021年第一季度没有冬季风暴URI的有利影响以及2021年第一季度商品价格出现不利变化而价格下降，部分抵消了这一影响衍生工具已实现净收益(亏损)由于大宗商品价格相对于我们的对冲头寸增加。已实现产品净销售额也有所增加，原因是2021年新油井产量增加，以及与收购额外所有权权益相关的产量增加；以及
•3000万美元的有利变化衍生工具未实现净收益(亏损)由于远期商品价格相对于我们的对冲头寸的变化，以及与2021年相比，2022年对冲的生产量增加；部分抵消了
•增加4,800万美元其他细分市场成本和支出主要由于我们上游业务的规模扩大以及相关的财产税和生产税增加，这也受到大宗商品价格上涨的影响。
其他细分市场成本和支出还包括与2022年第三季度或有亏损应计项目相关的1100万美元费用，但因没有与2021年或有损失应计项目相关的1000万美元费用而大大抵消。
50


管理层的讨论与分析(续)
目录表
管理层对财务状况和流动性的探讨与分析
展望
我们2022年的增长资本和投资支出目前预计在12.5亿美元至13.5亿美元之间，其中不包括收购以及收购NorTex资产的约15亿美元的总收购和后续支出。2022年的增长资本支出，不包括收购和NorTex Asset收购，主要包括Transco扩张，所有这些都与确定的运输协议、支持东北G&P业务的项目以及在西海湾地区的扩张完全签订了合同。我们还预计将投资于我们上游石油和天然气资产的开发。除了增长资本和投资支出外，我们还将继续致力于维护我们的资产以实现安全可靠运营的项目，以及符合法律、法规和/或合同承诺的项目。我们利用可用的短期流动资金来源为Trace收购和NorTex Asset收购提供资金，并打算在支付股息后用可用现金为几乎所有计划中的2022年额外资本支出提供资金。我们保留灵活地调整增长资本和投资支出的计划水平，以应对经济状况或商业机会的变化，包括回购我们的普通股。
在2022年第一季度，我们提前注销了3.6%的优先无担保票据中的12.5亿美元，这些票据原定于2022年3月到期，使用的是2021年10月债券发行的收益。在2022年第二季度，我们提前注销了3.35%的优先无担保票据中的7.5亿美元，这些票据原定于2022年8月通过发行商业票据到期。在2022年第三季度，我们发行了17.5亿美元的长期债务，用于偿还未偿还的商业票据，并在2022年10月提前偿还了8.5亿美元的3.7%优先无担保票据，这些票据原定于2023年1月到期。
流动性
根据我们预测的运营现金流水平和其他流动性来源，我们预计2022年将有足够的流动性来管理我们的业务。我们潜在的内部和外部流动性的物质来源和用途如下：
资料来源：
手头现金及现金等价物
运营产生的现金
来自我们权益法被投资人的分配
使用我们的信贷安排和/或商业票据计划
发行债务和/或股权证券的现金收益
资产货币化收益
用途：
营运资金要求
资本和投资支出
产品成本
包括人力资本支出在内的其他运营成本
向我们的股东支付季度股息
根据我们的信贷安排和/或商业票据计划偿还借款
偿债，包括支付长期债务
对非控股权益的分配
股份回购计划
51


管理层的讨论与分析(续)
目录表
截至2022年9月30日，我们有225亿美元的长期债务在一年后到期。我们可用于解决这些到期日的潜在流动性来源包括运营产生的现金、再融资收益、我们的信贷安排或商业票据计划，以及资产货币化收益。
与我们上面讨论的计划流动性水平相关的潜在风险包括之前在公司展望中讨论的风险.
截至2022年9月30日，我们的营运资金赤字为5.79亿美元，包括现金和现金等价物以及一年内到期的长期债务。我们的可用流动资金如下：
可用流动资金2022年9月30日
(百万)
现金和现金等价物$859 
我们37.5亿美元信贷安排下的可用容量，减去我们35亿美元商业票据计划下的未偿还金额(1)3,750 
$4,609 
(1)在管理我们的可用流动资金时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷安排的能力，包括我们商业票据计划下的任何未偿还金额。截至2022年9月30日，我们没有未偿还的商业票据。截至2022年9月30日，我们的商业票据计划和信贷安排在2022年的最高未偿还金额为12.19亿美元。截至2022年9月30日，我们遵守了与我们的信贷安排相关的金融契约。截至2022年10月27日，我们信贷安排下的借款能力为36.3亿美元。
分红
我们将向普通股股东发放的定期季度现金股息从2021年每个季度的每股0.41美元增加到2022年3月、6月和9月的每股0.425美元，增幅约为3.7%。
权益法被投资人的分配
我们采用权益法投资的实体的组织文件一般要求定期将其可用现金分配给其成员。在每一种情况下，可用现金在一定程度上都会被用于运营各自业务的准备金所减少。
信用评级
我们能够借到钱的利率受到我们的信用评级的影响。目前的评级如下：
评级机构展望高级无担保
债务评级
标普全球评级稳定BBB
穆迪投资者服务公司稳定Baa2
惠誉评级稳定BBB
这些信用评级仅供参考，并不是建议购买、出售或持有我们的证券，每个评级都应独立于任何其他评级进行评估。不能保证，即使我们达到或超过它们目前的投资级比率标准，信用评级机构也会继续给予我们投资级评级。下调我们的信用评级可能会增加我们未来的借贷成本，如果评级降至投资级以下，可能需要我们向第三方提供额外的抵押品，对我们可用的流动性产生负面影响。
52


管理层的讨论与分析(续)
目录表
现金来源(用途)
下表汇总了每个列报期间的现金和现金等价物的来源(用途)(请参阅表中引用的附注的合并财务报表附注)：
现金流九个月结束
9月30日，
类别20222021
(百万)
现金和现金等价物的来源：
经营活动--净额运营中$3,670 $2,806 
长期债务收益融资1,752 898 
现金和现金等价物的使用：
偿还长期债务融资(2,019)(887)
支付的普通股股息融资(1,553)(1,494)
资本支出投资(1,447)(957)
购入业务，扣除购入现金后的净额(见附注3)
投资(933)(126)
支付给非控股权益的股息和分配融资(141)(135)
权益法投资的购买和出资投资(140)(79)
其他来源/(使用)-网络融资和投资(10)46 
增加(减少)现金和现金等价物$(821)$72 
经营活动
决定经营活动的因素与影响经营活动的因素大体相同净收益(亏损)，但非现金项目除外，如折旧及摊销, 递延所得税准备(利益), 权益(收益)损失，和衍生工具的净未实现(收益)损失。
我们的经营活动提供(使用)的现金净额截至2022年9月30日的9个月，较2021年同期有所增长，主要是由于运营收入增加(不包括前面讨论的非现金项目)、保证金要求的有利变化以及更高的来自未合并关联公司的分配.
53


目录表
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
我们目前的利率风险敞口主要与我们的债务组合有关，在2022年前9个月没有实质性变化。
商品价格风险
通过我们的天然气和NGL营销活动，包括购买、销售、运输和储存产品的合同，我们面临着大宗商品价格风险。我们经常通过各种交易所交易和场外能源合约(如远期合约、期货合约和基差互换)以及实物交易来管理这一风险。尽管许多用于管理大宗商品敞口的合约是衍生品工具，但这些经济对冲没有被指定，或者没有资格获得对冲会计处理。
我们还通过上游业务和某些采集和加工合同受到大宗商品价格的影响。我们使用衍生品工具锁定部分预期未来产量的远期销售价格。这些经济套期保值不被指定为对冲会计处理。
截至2022年9月30日，我们衍生品合约的到期日如下：
总计
公平
价值		成熟性
公允价值计量使用(1)20222023 - 20242025 - 2026+
(百万)
第1(2)级$(51)$44 $(93)$(2)
2级(663)(60)(359)(244)
3级(6)8 (15)1 
期末未平仓合同的公允价值$(720)$(8)$(467)$(245)
_______________
(1)见附注9--合并财务报表附注的公允价值计量和担保，以讨论公允价值层次内的逐级估值技术。综合损益表确认的公允价值变动金额见附注10-综合财务报表附注衍生工具。
(2)商品衍生品净资产和负债不包括第一级的2.1亿美元现金净抵押品。
风险价值(VaR)
VaR是在特定时间段内投资组合价值的最大预期损失，预计在给定的概率范围内不会超过该损失。由于计算VaR的因素不同，我们的VaR可能无法与其他公司的VaR进行比较。我们的VaR是使用参数模型确定的，具有95%的可信区间和一天的持有期，这意味着95%的时间，头寸组合的一天损失风险预计小于或等于计算出的VaR金额。我们的未平仓敞口是根据既定的政策管理的，这些政策限制了市场风险，并要求每天向管理层报告预测的财务损失。由于我们通常管理实物天然气资产，并通过在期货市场进行套期保值来经济地保护我们的头寸，我们的未平仓敞口通常会得到缓解。我们使用每日风险测试，使用VaR和压力测试来评估我们头寸的风险。
我们积极监控未平仓商品营销头寸和由此产生的VaR，并保持相对较小的风险敞口，因为总购买量接近卖出量，未平仓天然气价格风险最小。从2022年第二季度开始，随着我们的传统交易活动与收购Sequent时获得的业务进一步整合，我们现在为我们的综合交易业务计入VaR。2022年第一季度的VaR仅反映了传统的Sequent业务。
54


目录表
截至2022年9月30日，与此活动相关的VaR为700万美元。我们有以下所示时期的VaR：
截至三个月
March 31, 2022		截至六个月
2022年9月30日
仅序列号交易
(百万)
平均值$6.2 $11.1 
高$10.4 $20.6 
低$4.1 $5.6 
我们剩余的投资组合主要包括对冲我们上游业务和某些采集和加工合同的衍生品。截至2022年9月30日，与这些衍生品相关的VaR为1100万美元。
项目4.控制和程序
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如修订后的1934年证券交易法第13a-15(E)和15d-15(E)规则所定义的)(披露控制)或我们对财务报告的内部控制(内部控制)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且必须考虑控制的好处相对于其成本。由于所有控制系统的固有局限性，任何控制评估都不能绝对保证公司内部的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被检测到。这些固有的局限性包括这样的现实，即决策过程中的判断可能是错误的，故障可能因为简单的错误或错误而发生。此外，可以通过某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾来规避控制。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功地实现其所述目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被发现。我们监控我们的披露控制和内部控制，并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统的变化和条件的允许，披露控制和内部控制将被修改。
信息披露控制和程序的评估
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运作的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的，包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，这些披露控制在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
2022年第三季度没有发生重大影响或可能重大影响我们的财务报告内部控制的变化。
第二部分：其他信息
项目1.法律诉讼
环境
根据联邦、州和地方法律对向环境排放材料的监管，涉及政府当局的某些应报告的法律程序如下所述。虽然我们不可能
55


目录表
虽然我们可以预测仍未解决的诉讼的最终结果，但如果我们在任何一个或多个此类诉讼中收到不利的结果，我们预计不会对我们的综合财务状况产生实质性影响。我们披露涉及政府当局的重大环境法律程序的门槛是100万美元，其中可能涉及经济制裁。
2016年1月19日，我们在蒙德斯维尔分馏塔设施收到了一份关于不遵守《清洁空气法》下某些泄漏检测和修复(LDAR)规定的通知，通知来自EPA第三区。随后，EPA指控我们的橡树林天然气厂类似地违反了某些LDAR规定。2018年3月19日，在对我们的前Ignacio天然气厂进行现场检查后，我们收到了来自EPA第8区的违反某些LDAR规定的通知。2018年3月20日，我们还收到了来自环保局第8区的关于我们的降落伞溪气厂违反某些LDAR法规的通知。所有此类通知随后都提交给了司法部(DoJ)的普通律师。我们正在与美国司法部一起，寻求在全球范围内解决这些设施的索赔，以及某些其他设施的违规行为。一旦最终敲定，全球决议将包括支付民事罚款和禁令救济部分。我们继续与美国司法部和其他机构合作，最终解决这些索赔。
本项目要求的其他环境事项在标题下说明“环境问题“在附注11--合并财务报表附注第1项下所列或有负债本报告的财务报表，通过引用将这些资料并入本项目。
其他诉讼
本项目要求提供的补充资料载于本报告第一部分第1项下的附注11--合并财务报表附注或有负债中，这些资料通过引用并入本项目。
第1A项。风险因素
第I部，第1A项。在我们于2022年2月28日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的风险因素，以及在第二部分第1A项中的披露补充的风险因素。在我们于2022年5月2日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告中，风险因素包括可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响的风险因素。这些风险因素并未发生实质性变化。

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目录表
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用

发行人购买股权证券
期间(a)
购买的股份总数		(b)
每股平均支付价格
(c)
作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数(1)
(d)
根据计划或计划可购买的最大股票数量(或近似美元价值)
July 1 - July 31, 2022— $— — $1,500,000,000 
2022年8月1日-8月31日— $— — $1,500,000,000 
2022年9月1日-9月30日304,281 $28.76 304,281 $1,491,248,057 
总计304,281 304,281 

(1)我们在2021年9月8日宣布了一项股票回购计划。我们的董事会已经授权回购高达15亿美元的公司普通股。股票回购计划没有到期日。我们打算不时在公开市场交易、大宗购买、私下协商或结构性交易中购买我们的股票，或以我们酌情决定的其他方式购买我们股票，取决于市场状况和其他因素。
项目5.其他信息

2022年10月25日，我们的董事会(“董事会”)批准了对Williams Companies，Inc.章程(以下简称“章程”)的修订，立即生效。对经修订和重述的附例的修改包括：

•修改以符合特拉华州公司法的最新修正案，以(I)为休会和重新召开股东大会提供更大的灵活性；以及(Ii)删除要求公司在股东会议期间提供股东信息清单的要求。
•更新源于美国证券交易委员会最近根据交易法在规则14a-19中通过的“通用代理卡”规则，以规定使用通用代理卡(“通用代理卡规则”)，以及在股东提名董事和提交股东提案(根据交易法规则14a-8将包括在公司的委托书中的提案或根据公司的代理访问附例提名的提案除外)方面加强程序机制和披露要求的更新，包括：(I)要求提名股东、被提名人和其他与提名股东有关的人额外披露；(Ii)遵从万能代理卡规则的现有条文，规定建议的代名人同意在任何委托书及委托卡的形式中被点名；。(Iii)要求陈述该股东是否打算按照万能代理卡规则及细则所载的程序征集代表以支持本公司的代名人，以及该股东须向本公司提供证据证明符合该规则的规定。
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目录表
(4)要求股东直接或间接向其他股东征集委托书时，必须使用白色以外的委托卡。
•合并其他部级变更、澄清变更和符合变更。

以上仅是对章程所作更改的摘要，其全文仅参考章程全文进行限定，该章程作为本季度报告的附件3.4以Form 10-Q的形式存档，并通过引用并入本文。
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目录表
项目6.展品
展品
不是的。		描述
2.1—
威廉姆斯公司、SCMS LLC、Williams Partners L.P.和WPZ GP LLC之间于2018年5月16日签署的合并协议和计划(于2018年5月17日提交，作为Williams Companies，Inc.当前8-K报告的附件2.1(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
2.2—
截至2016年5月1日，威廉姆斯公司、Energy Transfer Corp LP、Energy Transfer Corp GP，LLC、Energy Transfer Equity，L.P.、LE GP，LLC和Energy Transfer Equity GP，LLC之间的合并协议和计划的修正案1(于2016年5月3日提交，作为Williams Companies，Inc.当前8-K报告的附件2.1(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
2.3—
截至2015年9月28日，威廉姆斯公司、Energy Transfer Corp LP、Energy Transfer Corp GP，LLC、Energy Transfer Equity，L.P.、LE GP，LLC和Energy Transfer Equity GP，LLC之间的合并协议和计划(于2015年10月1日提交，作为Williams Companies，Inc.当前8-K报告的附件2.1(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
3.1—
修订和重新补充的公司注册证书(于2010年5月26日提交，作为Williams Companies，Inc.的当前报告Form 8-K(文件号001-04174)的附件3.1，并通过引用并入本文)。
3.2—
威廉姆斯公司B系列优先股指定证书(于2018年7月17日提交，作为威廉姆斯公司当前8-K报告的证据3.1(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
3.3—
日期为2018年8月10日的修订证书(于2018年8月10日提交，作为Williams Companies，Inc.当前8-K报告的证据3.1(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
3.4*—
上一次修订并于2022年10月25日生效的威廉姆斯公司章程。
10.1§* —
威廉姆斯公司高管离职薪酬计划经修订和重述，2022年8月1日生效。
31.1*—
根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)和15d-14(A)条以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的S-K条例第601(B)(31)项颁发的首席执行官证书。
31.2*—
根据经修订的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)和15d-14(A)条以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的S-K条例第601(B)(31)项，对首席财务官进行认证。
32**—
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官和首席财务官的认证。
101.INS*—XBRL实例文档。实例文档不会出现在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH*—XBRL分类扩展架构。
101.CAL*—XBRL分类可拓计算链接库。
101.DEF*—XBRL分类扩展定义链接库。
101.LAB*—XBRL分类扩展标签Linkbase。
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目录表
展品
不是的。		描述
101.PRE*—XBRL分类扩展表示链接库。
104*—封面交互数据文件。封面交互数据文件不会出现在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中(包含在表101中)。
*现送交存档。
**随函提供。
§ 管理合同或补偿计划或安排。


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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
T他 W伊利亚姆 C公司, INC.
(注册人)
玛丽·A·豪斯曼
玛丽·A·豪斯曼
总裁副，首席会计官兼主计长(正式授权官兼首席会计官)
2022年10月31日